Nonostante l'intrinseca resistenza alla corrosione dei tubi in acciaio inossidabile, questi ultimi, se installati in ambienti marini, sono soggetti a diversi tipi di corrosione durante la loro vita utile. Tale corrosione può causare emissioni fuggitive, perdite di prodotto e potenziali rischi. I proprietari e gli operatori di piattaforme offshore possono ridurre il rischio di corrosione scegliendo materiali per tubazioni più resistenti, che offrono una maggiore resistenza alla corrosione. Successivamente, è fondamentale che mantengano un'attenta vigilanza durante l'ispezione delle linee di iniezione di sostanze chimiche, delle linee idrauliche e di impulso, nonché della strumentazione di processo e delle apparecchiature di rilevamento, per garantire che la corrosione non comprometta l'integrità delle tubazioni installate e la sicurezza.
Nelle installazioni offshore, su molte piattaforme, imbarcazioni, navi e tubazioni si può riscontrare corrosione localizzata. Questa corrosione può presentarsi sotto forma di vaiolatura o corrosione interstiziale, entrambe in grado di erodere la parete del tubo e causare perdite di fluidi.
Il rischio di corrosione aumenta con l'aumentare della temperatura di esercizio dell'applicazione. Il calore può accelerare la distruzione del film di ossido passivante protettivo esterno del tubo, favorendo così la formazione di corrosione per vaiolatura.
Purtroppo, la corrosione localizzata per vaiolatura e la corrosione interstiziale possono essere difficili da rilevare, rendendo questi tipi di corrosione più difficili da identificare, prevedere e prevenire in fase di progettazione. Dati questi rischi, i proprietari, gli operatori e i responsabili delle piattaforme dovrebbero prestare particolare attenzione nella scelta del materiale per le tubazioni più adatto alla loro applicazione. La selezione del materiale rappresenta la prima linea di difesa contro la corrosione, quindi è fondamentale fare la scelta giusta. Fortunatamente, è possibile scegliere utilizzando un indicatore molto semplice ma 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 corrosione per vaiolatura e interstiziale e come ottimizzare la selezione del materiale delle tubazioni per applicazioni offshore nel settore petrolifero e del gas in base al valore PREN del materiale.
Rispetto alla corrosione generalizzata, che è più uniforme sulla superficie metallica, la corrosione localizzata si verifica in aree ristrette. La corrosione per vaiolatura e interstiziale inizia a formarsi sui tubi in acciaio inossidabile 316 quando il film di ossido passivante esterno, ricco di cromo, si rompe a causa dell'esposizione a fluidi corrosivi, tra cui l'acqua salata. Gli ambienti marini, sia offshore che onshore, ricchi di cloruri, così come le alte temperature e persino la contaminazione della superficie dei tubi, aumentano il potenziale di degrado di questo film di passivazione.
Corrosione per vaiolatura. La corrosione per vaiolatura si verifica quando il film di passivazione su un tratto di tubo viene distrutto, formando piccole cavità o vaiolature sulla superficie del tubo. È probabile che tali vaiolature si ingrandiscano con il verificarsi di reazioni elettrochimiche, che causano la dissoluzione del ferro presente nel metallo nella soluzione sul fondo della vaiolatura. Il ferro disciolto si diffonderà quindi verso la parte superiore della vaiolatura e si ossiderà formando ossido di ferro o ruggine. Man mano che la vaiolatura si approfondisce, le reazioni elettrochimiche accelerano, la corrosione si intensifica e può portare alla perforazione della parete del tubo e a conseguenti perdite.
I tubi sono più soggetti alla corrosione per vaiolatura 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, favorendo così la formazione e l'accelerazione della corrosione per vaiolatura. Lo stesso vale per la semplice rimozione della contaminazione dai tubi. Inoltre, con l'evaporazione delle goccioline di salamoia, i cristalli di sale umido che si formano sui tubi proteggono lo strato di ossido e possono causare corrosione per vaiolatura. Per prevenire questi tipi di contaminazione, è importante mantenere puliti i tubi lavandoli regolarmente con acqua pulita.
Figura 1 – Il tubo in acciaio inossidabile 316/316L contaminato da acidi, salamoia e altri depositi è altamente soggetto a corrosione per vaiolatura.
Corrosione interstiziale. Nella maggior parte dei casi, la vaiolatura 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 clip o tubi installati uno accanto all'altro in modo stretto. Quando la salamoia si infiltra nella fessura, nel tempo si forma nell'area una soluzione di cloruro ferrico (FeCl3) acidificato e 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 rispetto alla corrosione per 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 di cloruro ferrico acidificato chimicamente aggressiva nell'interstizio.
La corrosione interstiziale simula inizialmente la corrosione per vaiolatura nella fessura formatasi tra un tratto di tubo e la clip di supporto. Tuttavia, a causa dell'aumento della concentrazione di Fe++ nel fluido all'interno della frattura, il cratere iniziale si ingrandisce sempre di più fino a ricoprire l'intera frattura. In definitiva, la corrosione interstiziale può perforare il tubo.
Le fessure strette rappresentano il rischio maggiore di corrosione. Pertanto, i morsetti per tubi che avvolgono gran parte della circonferenza del tubo tendono a presentare un rischio maggiore rispetto ai morsetti aperti, che riducono al minimo la superficie di contatto tra il tubo e il morsetto. I tecnici della manutenzione possono contribuire a ridurre la probabilità che la corrosione interstiziale causi danni o guasti aprendo regolarmente i morsetti e ispezionando la superficie del tubo per verificare la presenza di corrosione.
La corrosione per vaiolatura e interstiziale può essere prevenuta al meglio scegliendo la lega metallica più adatta all'applicazione. I progettisti devono prestare la dovuta attenzione nella selezione del materiale ottimale per le tubazioni, al fine di minimizzare 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, è possibile confrontare i valori PREN dei metalli per determinarne la resistenza alla corrosione localizzata. Il PREN può essere calcolato a partire dalla composizione chimica della lega, inclusi il contenuto di cromo (Cr), molibdeno (Mo) e azoto (N), come segue:
Il 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 vaiolatura (CPT), ovvero la temperatura più bassa alla quale si osserva la corrosione per vaiolatura, per diversi acciai inossidabili in relazione alla composizione chimica. In sostanza, il PREN è proporzionale alla CPT. Pertanto, valori di PREN più elevati indicano una maggiore resistenza alla vaiolatura. Un piccolo aumento del PREN corrisponde solo a un piccolo aumento della CPT rispetto alla lega, mentre un grande aumento del PREN indica un miglioramento significativo delle prestazioni, con una CPT notevolmente più elevata.
La Tabella 1 confronta i valori PREN di varie leghe comunemente utilizzate nelle applicazioni offshore per l'estrazione di petrolio e gas. Mostra come la specifica possa migliorare significativamente la resistenza alla corrosione selezionando una lega per tubi di qualità superiore. Il PREN aumenta solo leggermente passando dall'acciaio inossidabile 316 al 317. Per un aumento significativo delle prestazioni, l'ideale è utilizzare l'acciaio inossidabile super austenitico 6 Mo o l'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 rientra nell'equazione PREN. In ogni caso, è spesso vantaggioso specificare acciai inossidabili con concentrazioni di nichel più elevate, poiché questo elemento aiuta a ripassivare 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 rigidi da 1/8 di pollice. La martensite è una fase cristallina indesiderata nei metalli che riduce la resistenza dell'acciaio inossidabile alla corrosione localizzata e alla tensocorrosione indotta da cloruri. Un contenuto di nichel più elevato, pari ad almeno il 12%, nell'acciaio inossidabile 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 nella specifica standard ASTM è del 10%.
La corrosione localizzata può verificarsi in qualsiasi punto delle tubazioni utilizzate in ambienti marini. Tuttavia, la corrosione per 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 i dispositivi di fissaggio. Utilizzando PREN come base, il progettista può selezionare la lega di tubi più adatta per ridurre al minimo il rischio di qualsiasi tipo di corrosione localizzata.
Tuttavia, è importante tenere presente che esistono altre variabili che possono influenzare il rischio di corrosione. Ad esempio, la temperatura influisce sulla resistenza alla vaiolatura dell'acciaio inossidabile. Per i climi marini caldi, è consigliabile valutare attentamente l'utilizzo di tubi in acciaio inossidabile super austenitico al molibdeno 6 o super duplex 2507, poiché questi materiali offrono un'eccellente resistenza alla corrosione localizzata e alla tensocorrosione da cloruri. Per i climi più freddi, i tubi in acciaio inossidabile 316/316L potrebbero essere sufficienti, soprattutto se è stata dimostrata una comprovata esperienza d'uso positiva.
I proprietari e gli operatori di piattaforme offshore possono anche adottare misure per ridurre al minimo il rischio di corrosione dopo l'installazione delle tubazioni. Dovrebbero mantenere i tubi puliti e sciacquarli regolarmente con acqua dolce per ridurre il rischio di corrosione puntiforme. Dovrebbero inoltre far aprire i morsetti delle tubazioni ai tecnici di manutenzione durante le ispezioni di routine per verificare la presenza di corrosione interstiziale.
Seguendo i passaggi sopra descritti, i proprietari e i gestori delle piattaforme possono ridurre il rischio di corrosione delle tubazioni e delle relative perdite in 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 (SPE), e offre articoli e approfondimenti autorevoli sui progressi nelle tecnologie di esplorazione e produzione, sulle problematiche del settore petrolifero e del gas e sulle novità riguardanti la SPE e i suoi membri.