Estudio de caso: La planta de gas de los Emiratos Árabes Unidos elimina las fallas de los tubos HX con los tubos Super Duplex 2507

Antecedentes del cliente

A principios de 2023, recibimos una consulta urgente de una instalación de procesamiento de gas ubicada en el área de Habshan en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. La planta procesa aproximadamente 1,2 mil millones de pies cúbicos estándar por día (BSCFD) de gas amargo crudo con concentraciones de H₂S que oscilan entre el 3 % y el 8 % en volumen, junto con niveles de CO₂ del 4 % al 6 %. La instalación opera múltiples intercambiadores de calor de carcasa y tubos que sirven como intercambiadores de aminas pobres/ricas y condensadores superiores en la unidad de eliminación de gases ácidos (AGRU).

El gerente de adquisiciones, un ingeniero químico con 18 años en el procesamiento de gas, había estado lidiando con fallas recurrentes en haces de tubos en tres intercambiadores de carcasa y tubos BEM tipo TEMA idénticos. Cada intercambiador contenía 640 tubos, 19,05 mm de diámetro exterior * 1,65 mm de espesor de pared, 6000 mm de longitud de tubo, en una configuración de dos pasos. El material del tubo original fue ASTM A213 TP316L, seleccionado durante la fase FEED de la planta en 2013 en base a supuestos estándar de servicio amargo.

A finales de 2022, los registros de mantenimiento mostraban algo alarmante: los tubos se reemplazaban en un ciclo de 14 a 18 meses, muy por debajo de la vida útil de diseño de 8 años especificada en la hoja de datos mecánicos original. En un trimestre particularmente malo, el tercer trimestre de 2022, la planta registró 11 paradas no planificadas atribuidas directamente a fugas en los tubos del tren intercambiador AGRU. Cada parada le costó al operador un estimado de $380,000 en pérdida de rendimiento y mano de obra de reparación de emergencia.

Puntos débiles del cliente

Cuando realizamos un análisis de fallas en las muestras de tubos devueltas, el patrón de daño era claro y iba mucho más allá de lo que el estándar 316L podía manejar:

• Fisuración por corrosión bajo tensión inducida por cloruro (Cl-SCC):A pesar de que la solución de amina tenía un contenido nominal bajo de cloruro, la concentración de cloruro se había acumulado en las zonas muertas y en las áreas bajo depósito hasta niveles superiores a 800 ppm. Los tubos funcionaron a 135 °C en el lado caliente, justo en la ventana de temperatura crítica para Cl-SCC en 316L austenítico.
• Corrosión por picaduras bajo depósitos de sarro:Las incrustaciones de sulfuro de hierro procedentes del arrastre de trazas de H₂S crearon grietas localizadas donde se rompió la capa pasiva de 316L. PREN (Número equivalente de resistencia a las picaduras) para 316L se sitúa en 24-26, insuficiente para este entorno.
• Corrosión por grietas en las uniones de tubo a placa tubular:Las uniones laminadas y soldadas con sello mostraron un ataque preferencial, con tasas de corrosión medidas de 0,15 a 0,25 mm/año en la zona de la grieta versus 0,02 mm/año en la superficie libre del tubo.
• Agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) en la ZAC de soldadura:El mapeo de microdureza reveló valores de dureza localizados superiores a 300 HV en la zona afectada por el calor de la soldadura del sello, lo que la hace susceptible a HIC en el ambiente húmedo de H₂S.

"Básicamente, estábamos utilizando un material que no estaba diseñado para el entorno operativo real. Las suposiciones originales de FEED sobre los niveles de cloruro eran erróneas, y lo pagábamos cada 16 meses". — Director de Mantenimiento de Planta

Por qué el cliente nos eligió

El cliente se había puesto en contacto con tres proveedores: una fábrica europea, un relaminador indio y nosotros. La decisión se redujo a cuatro factores:

1. Propuesta de doble grado:Fuimos el único proveedor que propuso un enfoque graduado: Super Duplex UNS S32750 (2507) para los haces de tubos de extremo caliente (que funcionan por encima de 100 °C) y Alloy 625 (UNS N06625) para las secciones orientadas a la placa de tubos y las regiones de curvatura en U donde las tensiones residuales eran mayores. La fábrica europea propuso 254SMO en todas las posiciones, lo que habría abordado Cl-SCC pero habría dejado el riesgo de HIC sin resolver.
2. Transparencia del informe de prueba de fábrica (MTR):Proporcionamos la certificación EN 10204 Tipo 3.1 completa con análisis térmico real, no solo valores típicos. El metalúrgico del cliente señaló específicamente que nuestros valores de Cr, Mo y N para las series 2507 estuvieron consistentemente en el tercio superior del rango de especificación ASTM A790, lo que afecta directamente a PREN.
3. Confianza en la entrega:El cliente necesitaba 1.920 tubos (3 intercambiadores * 640 tubos) entregados en 14 semanas. Nos comprometimos a 11 semanas y entregamos en 10. El proveedor indio cotizó 18 semanas. En palabras del cliente: "Cada semana de retraso era otra apuesta de 380.000 dólares sobre si los tubos viejos aguantarían".
4. Documentación de cumplimiento NACE MR0175/ISO 15156:Proporcionamos declaraciones de cumplimiento detalladas para el servicio ácido en el rango de pH y presión parcial de H₂S especificado, incluidos informes de pruebas de dureza (máximo 28 HRC para 2507, máximo 35 HRC para aleación 625 recocida en solución) y certificados de prueba de agrietamiento por tensión de sulfuro según NACE TM0177 Método A.

Solución técnica

Selección de materiales y justificación

Fabricación y control de calidad

• Dimensiones del tubo:19,05 mm de diámetro exterior * 1,24 mm de pared (reducido de 1,65 mm; la mayor resistencia del 2507 permitió una reducción de la pared del 24 % manteniendo la presión de diseño de 85 barg a 150 °C según los cálculos de ASME Sección VIII Div.1).
• Peregrinación en frío + recocido brillante:Todos los tubos 2507 fueron peregrinados en frío para lograr una tolerancia de ±0,05 mm de diámetro exterior y recocidos brillantemente a 1080 °C con enfriamiento rápido con agua para evitar la precipitación en fase sigma, un riesgo conocido con los grados dúplex si las velocidades de enfriamiento caen por debajo de 50 °C/min en el rango de 900-600 °C.
• Prueba de corrientes de Foucault (ECT):El 100% de los tubos se sometió a ECT según ASTM E426 con un estándar de referencia de orificio de fondo plano de 0,8 mm de diámetro. Se rechazó cualquier tubo que excediera el 50% de la señal de referencia.
• Prueba hidrostática:Cada tubo se probó a una presión de diseño de 1,5* (127,5 barg) con una retención de 30 segundos. Cero fallos en todo el lote de producción de 1920 tubos.
• ASTM G48 Método A (prueba de picadura de cloruro férrico):Los tubos de muestra de cada serie se probaron a 50°C durante 72 horas. La pérdida de peso en 2507 muestras promedió 1,2 g/m², muy por debajo del criterio de aceptación de 4,0 g/m². No se observaron picaduras bajo un examen con microscopio estereoscópico de 20*.
• Contenido de ferrita:Medido al 42-48 % en tubos 2507 usando Feritscope según ISO 8249, dentro del rango óptimo de 35-55 % para una resistencia a la corrosión y propiedades mecánicas equilibradas.

Resultados del proyecto

Los tres intercambiadores retubados entraron en servicio en agosto de 2023. A partir de la inspección más reciente en febrero de 2026 (28 meses de operación continua), la planta reporta:

• Cero fugas en los tubosen los tres intercambiadores. Los tubos de 316L anteriores ya habían requerido dos campañas parciales de cambio de tubos a los 28 meses.
• Medidas de espesor de pared:Las pruebas ultrasónicas (UT) en el cambio más reciente mostraron una pérdida de pared promedio de 0,03 mm en los tubos hot-end 2507 y de 0,01 mm en los codos en U de aleación 625. La vida útil extrapolada supera ahora los 12 años.
• Rendimiento de transferencia de calor mantenido:A pesar de la pared más delgada, la mayor conductividad térmica del 2507 (15 W/m·K a 100°C frente a los 14,6 W/m·K del 316L) lo compensó, manteniendo el valor UA de diseño dentro del 2% de la especificación original.
• Coste de mantenimiento reducido:La planta eliminó su procedimiento trimestral de taponamiento de emergencia de tubos, ahorrando aproximadamente $120,000 al año solo en mano de obra y consumibles.

"No hemos tocado esos intercambiadores en más de dos años. Para una planta que solía programar reparaciones de tubos como un reloj, eso es transformador. La mejora del material se amortizó sola en los primeros tres meses de operación ininterrumpida". — Gerente de Operaciones, Planta de Gas de Abu Dhabi

Resumen costo-beneficio

La reducción del coste total de propiedad (TCO) en 5 años de aproximadamente un 86 % hizo que el argumento comercial para la actualización del material fuera sencillo. El coste incremental del material de los tubos se recuperó en menos de 12 semanas de funcionamiento ininterrumpido.

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