Nonostante l'intrinseca resistenza alla corrosione dei tubi in acciaio inossidabile, quelli installati in ambienti marini sono soggetti a vari tipi di corrosione durante la loro prevista vita utile. Questa 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 specificando fin dall'inizio materiali per tubi più resistenti, al fine di ottenere una migliore resistenza alla corrosione. Successivamente, devono rimanere vigili durante l'ispezione di linee di iniezione chimica, linee idrauliche e di impulso, nonché strumentazione di processo e di processo, per garantire che la corrosione non minacci l'integrità delle tubazioni installate o ne comprometta la sicurezza.
La corrosione localizzata si riscontra su molte piattaforme, navi, imbarcazioni e condotte offshore. Questa corrosione può manifestarsi sotto forma di vaiolatura o corrosione interstiziale, entrambe in grado di erodere la parete della tubazione e causare la fuoriuscita di liquido.
Il rischio di corrosione aumenta con l'aumentare della temperatura di esercizio dell'applicazione. Il calore può accelerare la degradazione del film di ossido passivo esterno protettivo del tubo, favorendo così la corrosione puntiforme.
Purtroppo, la corrosione localizzata e la corrosione interstiziale sono difficili da rilevare, rendendo difficile identificare, prevedere e progettare questi tipi di corrosione. Dati questi rischi, i proprietari, gli operatori e i progettisti delle piattaforme devono prestare attenzione nella scelta del materiale più adatto per le loro applicazioni. La scelta del materiale è la prima linea di difesa contro la corrosione, quindi è fondamentale farlo correttamente. Fortunatamente, è possibile utilizzare una misura 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.
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 aree limitate rispetto alla corrosione generalizzata, che è più uniforme sulla superficie del metallo. La corrosione per vaiolatura e per fessurazione inizia 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.
corrosione puntiforme (pitting) La corrosione puntiforme 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 cavità aumentino con il procedere delle reazioni elettrochimiche, a seguito delle quali il ferro presente nel metallo si dissolva in soluzione sul fondo della cavità. Il ferro disciolto si diffonderà quindi verso la superficie della cavità e si ossida formando ossido di ferro o ruggine. Man mano che la cavità si approfondisce, le reazioni elettrochimiche accelerano, la corrosione aumenta, il che può portare alla perforazione della parete del tubo e a perdite.
I tubi sono più suscettibili alla corrosione puntiforme se la loro superficie esterna è contaminata (Figura 1). Ad esempio, i contaminanti derivanti dalle operazioni di saldatura e molatura possono danneggiare lo strato di ossido di passivazione del tubo, formando e accelerando la corrosione puntiforme. Lo stesso vale per la semplice gestione dell'inquinamento causato dai tubi. Inoltre, con l'evaporazione delle goccioline di sale, i cristalli di sale umidi che si formano sui tubi proteggono lo strato di ossido e possono causare corrosione puntiforme. Per prevenire questi tipi di contaminazione, mantenete puliti i tubi lavandoli regolarmente con acqua fresca.
Figura 1. I tubi in acciaio inossidabile 316/316L contaminati da acidi, soluzioni saline e altri depositi sono altamente soggetti a corrosione puntiforme.
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 operatori e personale. Questo si verifica solitamente su tubi che presentano spazi stretti tra i materiali circostanti, come tubi tenuti in posizione da fascette o tubi che sono strettamente stipati l'uno accanto all'altro. Quando la salamoia si infiltra nell'interstizio, nel tempo, si forma in quest'area una soluzione di cloruro ferrico acidificato chimicamente aggressivo (FeCl3), che causa una corrosione accelerata dell'interstizio (Fig. 2). Poiché la corrosione interstiziale per sua natura aumenta il rischio di corrosione, può verificarsi a temperature molto inferiori rispetto alla vaiolatura.
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 acidificata chimicamente aggressiva di cloruro ferrico nello spazio.
La corrosione interstiziale solitamente simula inizialmente la corrosione puntiforme nell'intercapedine formata tra la sezione del tubo e il collare di supporto. Tuttavia, a causa dell'aumento della concentrazione di Fe++ nel fluido all'interno della frattura, l'imbuto iniziale diventa sempre più grande fino a ricoprire l'intera frattura. Infine, la corrosione interstiziale può portare alla perforazione del tubo.
Le crepe dense rappresentano il rischio maggiore di corrosione. Pertanto, le fascette stringitubo che circondano gran parte della circonferenza del tubo tendono a essere più rischiose delle fascette aperte, che riducono al minimo la superficie di contatto tra tubo e fascetta. I tecnici dell'assistenza possono contribuire a ridurre il rischio di danni o guasti dovuti alla corrosione interstiziale aprendo regolarmente i dispositivi di fissaggio e ispezionando le superfici dei tubi per individuare eventuali tracce di corrosione.
La corrosione per vaiolatura e interstiziale può essere prevenuta scegliendo la lega metallica più adatta per l'applicazione specifica. I progettisti devono esercitare la dovuta diligenza nella scelta del 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 scelta dei materiali, possono 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, incluso 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. Il rapporto PREN si basa sulla temperatura critica di vaiolatura (CPT) – la temperatura minima alla quale si verifica la vaiolatura – per vari acciai inossidabili a seconda della 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 di PREN equivale a un piccolo aumento della CPT rispetto alla lega, mentre un aumento significativo di PREN indica un miglioramento significativo delle prestazioni rispetto a una CPT molto più elevata.
La Tabella 1 confronta i valori di PREN per diverse leghe comunemente utilizzate nell'industria petrolifera e del gas offshore. Mostra come le specifiche possano migliorare notevolmente la resistenza alla corrosione selezionando una lega per tubi di qualità superiore. Il valore di PREN aumenta leggermente passando dall'acciaio inossidabile 316 all'acciaio inossidabile 317. L'acciaio inossidabile super austenitico 6Mo o l'acciaio inossidabile super duplex 2507 sono ideali per ottenere significativi miglioramenti delle prestazioni.
Concentrazioni più elevate di nichel (Ni) nell'acciaio inossidabile aumentano anche la resistenza alla corrosione. Tuttavia, il contenuto di nichel nell'acciaio inossidabile non rientra nell'equazione PREN. In ogni caso, è spesso vantaggioso scegliere acciai inossidabili con un contenuto di nichel più elevato, poiché questo elemento contribuisce a ripassificare 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 criccatura sotto sforzo indotta da cloruri. Un contenuto di nichel più elevato, pari ad almeno il 12%, nell'acciaio 316/316L è auspicabile anche 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 in qualsiasi punto di una conduttura utilizzata in ambiente marino. Tuttavia, la corrosione per vaiolatura è più probabile in aree già contaminate, mentre la corrosione interstiziale è più probabile in aree con spazi stretti tra la tubazione e le apparecchiature di installazione. Utilizzando il PREN come base, il progettista può selezionare la migliore qualità di tubazione 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 dell'acciaio inossidabile alla corrosione puntiforme. Per i climi marittimi caldi, si consiglia di prendere in seria considerazione tubi in acciaio super austenitico al molibdeno 6 o in acciaio inossidabile super duplex 2507, poiché questi materiali presentano un'eccellente resistenza alla corrosione localizzata e alla criccatura da cloruri. Per i climi più freddi, un tubo in acciaio 316/316L può essere sufficiente, soprattutto se utilizzato con successo in passato.
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. Devono mantenere le tubazioni pulite e sciacquarle regolarmente con acqua dolce per ridurre il rischio di corrosione. Devono inoltre far aprire le fascette ai tecnici addetti alla 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 relative perdite nell'ambiente marino, migliorare la sicurezza e l'efficienza e ridurre le 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 resoconti e articoli autorevoli sui progressi nella tecnologia upstream, sulle problematiche del settore petrolifero e del gas e notizie sulla SPE e sui suoi membri.