Corrosione da idrogeno solforato nelle industrie del petrolio e del gas

Le condutture svolgono un ruolo cruciale nel settore del petrolio e del gas facilitando il trasporto dei prodotti agli impianti di trattamento, ai depositi di stoccaggio e ai complessi di raffineria. Dato che questi gasdotti trasportano sostanze preziose e pericolose, qualsiasi potenziale guasto comporta conseguenze finanziarie e ambientali significative, compreso il rischio di perdite economiche catastrofiche e minacce alla vita umana. I guasti possono derivare da vari fattori, tra cui corrosione (esterna, interna e fessurazioni da stress), problemi meccanici (come difetti di materiali, progettazione e costruzione), attività di terzi (accidentali o intenzionali), problemi operativi (malfunzionamenti, inadeguatezze, interruzioni dei sistemi di protezione o errori degli operatori) e fenomeni naturali (quali fulmini, alluvioni o spostamenti di terreno).

Viene illustrata la distribuzione dei guasti nell'arco di 15 anni (1990–2005). La corrosione è il principale fattore che contribuisce, rappresentando il 46,6% dei guasti nei gasdotti del gas naturale e il 70,7% negli oleodotti del petrolio greggio. Da una valutazione dei costi della corrosione effettuata da una rinomata società petrolifera e del gas è emerso che nell'anno fiscale 2003 le spese per la corrosione ammontavano a circa 900 milioni di dollari. La spesa globale attribuita alla corrosione nel settore del petrolio e del gas ammonta a circa 60 miliardi di dollari. Nei soli Stati Uniti, i costi documentati legati alla corrosione in tali settori raggiungono 1,372 miliardi di dollari. Inoltre, considerando la crescente domanda di energia proveniente da petrolio e gas e le preoccupazioni connesse, si prevede che le spese per la corrosione nel settore a livello mondiale continueranno ad aumentare. Pertanto, esiste un’esigenza fondamentale di valutazioni proattive del rischio che bilancino il rapporto costo-efficacia e la sicurezza.

Garantire l’integrità delle condutture è fondamentale per la sicurezza delle operazioni, la preservazione dell’ambiente e la funzionalità delle principali risorse produttive. La corrosione rappresenta una seria minaccia, sia esternamente che internamente. La corrosione esterna può derivare da fattori quali ossigeno e cloruro presenti nell’ambiente esterno [6]. Al contrario, la corrosione interna può derivare da sostanze come acido solfidrico (H2S), anidride carbonica (CO2) e acidi organici presenti nel fluido di produzione. La corrosione non monitorata e incontrollata delle tubazioni può portare a perdite e guasti catastrofici. La corrosione interna è stata una preoccupazione significativa, costituendo rispettivamente circa il 57,4% e il 24,8% dei guasti da corrosione nelle condutture del petrolio greggio e del gas naturale. Affrontare la corrosione interna è fondamentale per mantenere l’integrità e la sicurezza del settore.

Nel settore del petrolio e del gas, la corrosione è generalmente classificata in due tipi principali: corrosione agrodolce, prevalente in ambienti caratterizzati da elevate pressioni parziali di H2S e CO2 (PH2S e PCO2). Queste particolari forme di corrosione rappresentano sfide significative per il settore. La corrosione è ulteriormente classificata in tre regimi in base al rapporto tra PCO2 e PH2S: corrosione dolce (PCO2/PH2S > 500), corrosione agrodolce (PCO2/PH2S compreso tra 20 e 500) e corrosione acida (PCO2/PH2S

I fattori critici che influenzano la corrosione includono i livelli di PH2S e PCO2, nonché i valori di temperatura e pH. Queste variabili influenzano in modo significativo la dissoluzione dei gas corrosivi, influenzando così la velocità e il meccanismo di formazione dei prodotti della corrosione in ambienti agrodolci. La temperatura accelera le reazioni chimiche e aumenta la solubilità del gas, influenzando i tassi di corrosione. I livelli di pH determinano l’acidità o l’alcalinità ambientale, con un pH basso che accelera la corrosione e un pH elevato che potenzialmente innesca meccanismi di corrosione localizzati. I gas CO2 e H2S disciolti generano acidi corrosivi nell'acqua, che reagiscono con le superfici metalliche per formare composti meno protettivi, accelerando così la corrosione. La corrosione dolce comporta tipicamente la creazione di carbonati metallici (MeCO3), mentre la corrosione acida comporta varie formazioni di solfuri metallici.

Nel settore del petrolio e del gas, i guasti dei materiali derivanti dalla corrosione sia in ambienti acidi che dolci pongono varie sfide in termini di sicurezza, economici e ambientali. La Figura 2 mostra il contributo relativo di varie forme di cedimento per corrosione nel corso degli anni '70. La corrosione acida indotta da H2S è identificata come la causa principale di malfunzionamenti legati alla corrosione in questo settore, con la sua prevalenza in costante aumento nel tempo. Affrontare in modo proattivo la corrosione acida e istituire misure preventive sono fondamentali per gestire i rischi associati nelle industrie petrolifere.

La gestione e il trattamento delle sostanze contenenti H2S pongono sfide significative nel settore del petrolio e del gas. Comprendere le complessità della corrosione dell’H2S è fondamentale, poiché rappresenta una minaccia sostanziale per le attrezzature e le infrastrutture, aumentando il rischio di cedimenti strutturali e potenziali incidenti. Questo tipo di corrosione riduce evidentemente la durata di vita delle apparecchiature, rendendo necessari costosi interventi di manutenzione o sostituzione. Inoltre, ostacola l’efficienza operativa, portando a una diminuzione della produzione e a un aumento dei livelli di consumo energetico.

Comprendere e affrontare le sfide poste dalla corrosione dell’H2S in tali settori comporta notevoli vantaggi. Le misure di sicurezza vengono rafforzate prevenendo guasti e mantenendo le apparecchiature e si riduce la possibilità di incidenti e conseguenze ambientali. Questa strategia prolunga inoltre la durata delle apparecchiature, diminuendo la necessità di costose sostituzioni e minimizzando i tempi di inattività necessari per le riparazioni. Inoltre, migliora l’efficacia operativa garantendo procedure efficaci e coerenti, riducendo il consumo di energia e rafforzando l’affidabilità del flusso.

È essenziale esplorare aree su cui effettuare ulteriori indagini, comprese le tecnologie di rivestimento avanzate, i nuovi materiali, i processi elettrochimici e le tecnologie emergenti. Lo sviluppo di approcci innovativi, come sistemi di monitoraggio continuo e modelli predittivi, mostra il potenziale per migliorare le misure precauzionali. L’applicazione dell’intelligenza artificiale avanzata e dell’analisi avanzata nella gestione, previsione e controllo della corrosione è un campo emergente che merita ulteriore esplorazione.

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