Caso di studio: l'impianto di gas degli Emirati Arabi Uniti elimina il guasto del tubo HX con il tubo Super Duplex 2507

Sfondo del cliente

All'inizio del 2023, abbiamo ricevuto una richiesta urgente da un impianto di trattamento del gas midstream situato nell'area Habshan di Abu Dhabi, negli Emirati Arabi Uniti. L'impianto tratta circa 1,2 miliardi di piedi cubi standard al giorno (BSCFD) di gas acido grezzo con concentrazioni di H₂S che vanno dal 3% all'8% in volume, insieme a livelli di CO₂ dal 4% al 6%. L'impianto gestisce più scambiatori di calore a fascio tubiero che fungono da scambiatori di ammine povere/ricche e condensatori di testa nell'unità di rimozione dei gas acidi (AGRU).

Il responsabile degli approvvigionamenti, un ingegnere chimico con 18 anni di esperienza nel trattamento del gas, si era occupato di guasti ricorrenti ai fasci tubieri di tre scambiatori a fascio tubiero BEM identici di tipo TEMA. Ciascuno scambiatore conteneva 640 tubi, diametro esterno 19,05 mm * spessore parete 1,65 mm, lunghezza tubo 6.000 mm, in una configurazione a due passaggi. Il materiale originale del tubo era ASTM A213 TP316L, selezionato durante la fase FEED dell'impianto nel 2013 sulla base di presupposti di servizio acido standard.

Verso la fine del 2022, i registri di manutenzione mostravano qualcosa di allarmante: i tubi venivano sostituiti secondo un ciclo di 14-18 mesi, molto al di sotto della durata di progetto di 8 anni specificata nella scheda tecnica meccanica originale. In un trimestre particolarmente negativo, il terzo trimestre del 2022, l’impianto ha registrato 11 arresti non pianificati direttamente attribuiti a perdite nei tubi del treno di scambiatori AGRU. Ogni arresto è costato all'operatore circa 380.000 dollari in perdita di produttività e manodopera per riparazioni di emergenza.

Punti critici del cliente

Quando abbiamo condotto un'analisi dei guasti sui campioni di tubi restituiti, lo schema dei danni era chiaro ed andava ben oltre ciò che lo standard 316L poteva gestire:

• Cracking da tensocorrosione indotto da cloruri (Cl-SCC):Nonostante la soluzione amminica fosse nominalmente a basso contenuto di cloruro, la concentrazione di cloruro si era accumulata nelle zone morte e nelle aree sottodeposito a livelli superiori a 800 ppm. I tubi funzionavano a 135°C sul lato caldo, proprio nella finestra di temperatura critica per Cl-SCC nell'acciaio austenitico 316L.
• Corrosione per vaiolatura sotto depositi di calcare:Le incrostazioni di solfuro di ferro derivanti dal riporto di tracce di H₂S hanno creato fessure localizzate dove lo strato passivo di 316L si è rotto. Il PREN (numero equivalente di resistenza alla vaiolatura) per 316L si trova a 24-26, insufficiente per questo ambiente.
• Corrosione interstiziale nei giunti tra tubo e piastra tubiera:I giunti laminati e saldati a tenuta hanno mostrato un attacco preferenziale, con tassi di corrosione misurati a 0,15-0,25 mm/anno nella zona interstiziale rispetto a 0,02 mm/anno sulla superficie libera del tubo.
• Cracking indotto da idrogeno (HIC) nella ZTA di saldatura:La mappatura della microdurezza ha rivelato valori di durezza localizzati superiori a 300 HV nella zona interessata dal calore della saldatura di tenuta, rendendola suscettibile all'HIC nell'ambiente umido H₂S.

"Essenzialmente stavamo utilizzando un materiale che non era progettato per l'effettivo volume operativo. Le ipotesi originali di FEED sui livelli di cloruro erano sbagliate e lo pagavamo ogni 16 mesi." — Direttore Manutenzione Impianti

Perché il cliente ci ha scelto

Il cliente si era rivolto a tre fornitori: uno stabilimento europeo, un rilaminatore indiano e noi. La decisione è dipesa da quattro fattori:

1. Proposta a doppio grado:Siamo stati l'unico fornitore a proporre un approccio graduale: Super Duplex UNS S32750 (2507) per i fasci tubieri hot-end (operanti a temperature superiori a 100°C) e Alloy 625 (UNS N06625) per le sezioni rivolte verso la piastra tubiera e le regioni delle curve a U dove le sollecitazioni residue erano più elevate. L'azienda europea ha proposto 254SMO per tutte le posizioni, che avrebbe affrontato Cl-SCC ma avrebbe lasciato irrisolto il rischio HIC.
2. Trasparenza del rapporto di prova del mulino (MTR):Abbiamo fornito la certificazione EN 10204 Tipo 3.1 completa con l'analisi del calore effettiva, non solo i valori tipici. Il metallurgista del cliente ha notato in particolare che i nostri valori Cr, Mo e N per le colate 2507 erano costantemente nel terzo superiore dell'intervallo delle specifiche ASTM A790, che influisce direttamente sul PREN.
3. Fiducia nella consegna:Il cliente necessitava di 1.920 tubi (3 scambiatori * 640 tubi) consegnati entro 14 settimane. Ci siamo impegnati per 11 settimane e abbiamo consegnato in 10. Il fornitore indiano ha indicato 18 settimane. Nelle parole del cliente: "Ogni settimana di ritardo rappresentava un'altra scommessa di 380.000 dollari sulla tenuta dei vecchi tubi".
4. Documentazione di conformità NACE MR0175/ISO 15156:Abbiamo fornito dichiarazioni di conformità dettagliate per il servizio acido alla pressione parziale di H₂S e all'intervallo di pH specificati, inclusi rapporti sui test di durezza (max 28 HRC per 2507, max 35 HRC per la lega 625 ricotta in soluzione) e certificati di test di stress cracking da solfuro secondo NACE TM0177 Metodo A.

Soluzione tecnica

Selezione e motivazione dei materiali

Produzione e controllo qualità

• Dimensioni del tubo:DE 19,05 mm * parete 1,24 mm (ridotto da 1,65 mm — la maggiore resistenza del 2507 ha consentito una riduzione della parete del 24% mantenendo la pressione di progetto di 85 barg a 150°C secondo i calcoli ASME Sezione VIII Div.1).
• Pellegrinaggio a freddo + ricottura brillante:Tutti i tubi 2507 sono stati sottoposti a pilgering a freddo per raggiungere una tolleranza del diametro esterno di ±0,05 mm e ricotti in bianco a 1.080°C con rapido raffreddamento in acqua per evitare precipitazioni in fase sigma: un rischio noto con i gradi duplex se le velocità di raffreddamento scendono al di sotto di 50°C/min nell'intervallo 900-600°C.
• Test delle correnti parassite (ECT):Il 100% dei tubi è stato sottoposto a ECT secondo ASTM E426 con uno standard di riferimento del foro a fondo piatto di 0,8 mm di diametro. Qualsiasi tubo eccedente il 50% del segnale di riferimento è stato rifiutato.
• Prova idrostatica:Ciascun tubo è stato testato alla pressione di progetto di 1,5* (127,5 barg) con una permanenza di 30 secondi. Zero guasti nell'intero lotto di produzione di 1.920 tubi.
• ASTM G48 Metodo A (test di vaiolatura del cloruro ferrico):Le provette campione di ciascun calore sono state testate a 50°C per 72 ore. La perdita di peso su 2507 campioni è stata in media di 1,2 g/m², ben al di sotto del criterio di accettazione di 4,0 g/m². Nessuna vaiolatura osservata all'esame allo stereomicroscopio 20*.
• Contenuto di ferrite:Misurato al 42-48% su tubi 2507 utilizzando Feritscope per ISO 8249, entro l'intervallo ottimale del 35-55% per resistenza alla corrosione e proprietà meccaniche bilanciate.

Risultati del progetto

I tre scambiatori ritubati sono stati messi in servizio nell'agosto 2023. Dall'ultima ispezione del febbraio 2026 (28 mesi di funzionamento continuativo), l'impianto riporta:

• Zero perdite dal tubosu tutti e tre gli scambiatori. I precedenti tubi 316L avevano già richiesto due campagne di ritubazione parziale entro i 28 mesi.
• Misure spessore parete:I test a ultrasuoni (UT) durante l'ultima revisione hanno mostrato una perdita media delle pareti di 0,03 mm nei tubi hot-end 2507 e di 0,01 mm nelle curve a U in lega 625. La vita utile estrapolata ora supera i 12 anni.
• Prestazioni di trasferimento del calore mantenute:Nonostante la parete più sottile, la maggiore conduttività termica del 2507 (15 W/m·K a 100°C rispetto ai 14,6 W/m·K del 316L) ha compensato, mantenendo il valore UA di progetto entro il 2% delle specifiche originali.
• Costi di manutenzione ridotti:L'impianto ha eliminato la procedura trimestrale di emergenza per il collegamento dei tubi, risparmiando circa 120.000 dollari l'anno solo in manodopera e materiali di consumo.

"Non tocchiamo quegli scambiatori da oltre due anni. Per un impianto che programmava le riparazioni dei tubi come un orologio, si tratta di una trasformazione. L'aggiornamento del materiale si è ripagato nei primi tre mesi di funzionamento ininterrotto." — Responsabile delle operazioni, impianto di gas di Abu Dhabi

Riepilogo costi-benefici

La riduzione del TCO in 5 anni di circa l'86% ha reso semplice il business case per l'aggiornamento dei materiali. Il costo incrementale del materiale del tubo è stato recuperato in meno di 12 settimane di funzionamento ininterrotto.

Domande frequenti