Nonostante l'intrinseca resistenza alla corrosione dei tubi in acciaio inossidabile, questi installati in ambienti marini sono soggetti a vari 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 specificando materiali per tubazioni più resistenti che offrano una maggiore resistenza alla corrosione. Successivamente, devono mantenere un'attenta vigilanza durante l'ispezione delle linee di iniezione di prodotti chimici, delle linee idrauliche e di impulso, nonché della strumentazione di processo e di strumentazione di bordo, per garantire che la corrosione non comprometta l'integrità delle tubazioni installate o la sicurezza.
La corrosione localizzata si riscontra su molte piattaforme, navi e condotte sottomarine. Questa corrosione può presentarsi sotto forma di vaiolatura o corrosione interstiziale, entrambe in grado di erodere la parete del tubo e causare la fuoriuscita di liquidi.
Il rischio di corrosione aumenta con l'aumentare della temperatura di esercizio dell'applicazione. Il calore può accelerare la degradazione del film di ossido passivante protettivo esterno del tubo, favorendo così la formazione di vaiolature.
Purtroppo, la corrosione localizzata per vaiolatura e la corrosione interstiziale sono difficili da rilevare, il che rende complicato identificare, prevedere e progettare questo tipo di corrosione. Dati questi rischi, i proprietari, gli operatori e i responsabili delle piattaforme devono prestare la massima attenzione nella scelta del materiale più adatto per le condotte. La selezione del materiale rappresenta la prima linea di difesa contro la corrosione, quindi è fondamentale fare la scelta giusta. Fortunatamente, è possibile utilizzare un indicatore molto semplice ma efficace di 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, nonché come ottimizzare la selezione del materiale dei tubi per applicazioni offshore nel settore petrolifero e del gas in base al valore PREN del materiale.
La corrosione localizzata si verifica in aree ristrette, a differenza della corrosione generalizzata che è più uniforme sulla superficie metallica. 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 degrada a causa dell'esposizione a liquidi corrosivi, tra cui l'acqua salata. Gli ambienti marini ricchi di cloruri, così come le alte temperature e persino la contaminazione della superficie dei tubi, aumentano la probabilità di degradazione di questo film di passivazione.
La corrosione per vaiolatura si verifica quando il film di passivazione su una sezione di tubo si rompe, formando piccole cavità o vaiolature sulla superficie del tubo. È probabile che tali vaiolature si ingrandiscano con il procedere delle reazioni elettrochimiche, a seguito delle quali il ferro presente nel metallo si dissolve nella soluzione sul fondo della vaiolatura. Il ferro disciolto diffonderà quindi verso la parte superiore della vaiolatura e si ossidarà formando ossido di ferro o ruggine. Man mano che la vaiolatura 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 soggetti alla corrosione puntiforme se la loro superficie esterna è contaminata (Figura 1). Ad esempio, i contaminanti derivanti da operazioni di saldatura e molatura possono danneggiare lo strato di ossido di passivazione del tubo, favorendo la formazione e l'accelerazione della corrosione puntiforme. Lo stesso vale per la semplice rimozione di residui dalle tubature. 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 la corrosione puntiforme. Per prevenire questo tipo di contaminazione, è importante mantenere pulite le tubature lavandole regolarmente con acqua pulita.
Figura 1. Il tubo in acciaio inossidabile 316/316L contaminato da acidi, soluzioni saline e altri depositi è altamente soggetto a 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. Questa si verifica solitamente su tubazioni che presentano spazi ristretti tra i materiali circostanti, come ad esempio tubazioni fissate con morsetti o tubazioni ravvicinate. Quando la salamoia penetra nella fessura, nel tempo si forma in quest'area una soluzione di cloruro ferrico acidificato (FeCl3) chimicamente aggressiva, che accelera la corrosione interstiziale (Fig. 2). Poiché la fessura stessa aumenta il rischio di corrosione, quest'ultima 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 di cloruro ferrico chimicamente aggressiva nell'intercapedine.
La corrosione interstiziale simula inizialmente una vaiolatura nella fessura che si forma 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 si allarga progressivamente fino a ricoprire l'intera fessura. In definitiva, la corrosione interstiziale può portare alla perforazione del tubo.
Le crepe dense rappresentano il rischio maggiore di corrosione. Pertanto, i morsetti per tubi che circondano una porzione più ampia della circonferenza del tubo tendono ad essere più rischiosi rispetto ai morsetti aperti, che riducono al minimo la superficie di contatto tra tubo e morsetto. I tecnici dell'assistenza possono contribuire a ridurre la probabilità di danni o cedimenti dovuti alla corrosione interstiziale aprendo regolarmente i morsetti e controllando la superficie del tubo per verificare la presenza di corrosione.
La corrosione per vaiolatura e interstiziale può essere prevenuta selezionando la lega metallica corretta per l'applicazione. I progettisti devono prestare la dovuta attenzione nella scelta del materiale ottimale per le tubazioni al fine di minimizzare il rischio di corrosione, tenendo conto dell'ambiente di processo, delle condizioni operative e di 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. Il rapporto PREN si basa sulla temperatura critica di pitting (CPT), ovvero la temperatura più bassa alla quale si verifica il pitting, per diversi 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 al pitting. 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 a fronte di una CPT notevolmente più elevata.
La Tabella 1 confronta i valori PREN per diverse leghe comunemente utilizzate nell'industria petrolifera e del gas offshore. Mostra come la specifica possa migliorare notevolmente la resistenza alla corrosione selezionando una lega per tubi di qualità superiore. Il PREN aumenta leggermente passando dall'acciaio inossidabile 316 all'acciaio inossidabile 317. L'acciaio inossidabile Super Austenitic 6 Mo o l'acciaio inossidabile Super Duplex 2507 sono ideali per un significativo incremento delle prestazioni.
Concentrazioni più elevate di nichel (Ni) nell'acciaio inossidabile aumentano anche la resistenza alla corrosione. Tuttavia, il contenuto di nichel dell'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 alla ripassivazione delle 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 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 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 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 la tubazione e le apparecchiature di installazione. 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 dell'acciaio inossidabile alla vaiolatura. Per i climi marittimi caldi, è consigliabile valutare attentamente l'utilizzo di tubi in acciaio al molibdeno super austenitico 6 o in acciaio inossidabile super duplex 2507, in quanto questi materiali offrono un'eccellente resistenza alla corrosione localizzata e alla fessurazione da cloruri. Per i climi più freddi, un tubo in acciaio 316/316L potrebbe essere sufficiente, soprattutto se si è già riscontrato un utilizzo senza problemi 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. Dovrebbero mantenere i tubi puliti e lavarli regolarmente con acqua dolce per ridurre il rischio di vaiolatura. Dovrebbero inoltre far aprire i morsetti delle tubazioni dai 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 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 è la rivista di punta della Society of Petroleum Engineers, e presenta autorevoli riassunti e articoli sui progressi nella tecnologia di esplorazione e produzione, sulle problematiche del settore petrolifero e del gas e sulle notizie riguardanti la SPE e i suoi membri.