Corrosione sotto isolamento: strategie di ispezione basata sul rischio per tubazioni di processo obsolete

La corrosione sotto isolamento (CUI) è pericolosa perché la tubazione appare in buone condizioni dall'esterno. Il mantello è intatto, la vernice del rivestimento è accettabile e nulla emerge finché una perdita puntiforme o una misurazione dello spessore della parete non dicono il contrario. Sulle tubazioni di processo più vecchie l'esposizione è peggiore. Il rivestimento è deteriorato, il sigillante è invecchiato, i rivestimenti originali sotto l'isolamento possono essere degradati e i record di ciò che è isolato, con cosa e a quale temperatura sono spesso incompleti. Il costo si manifesta in due modi. Uno è un rilascio non pianificato di idrocarburi o una fermata di manutenzione. L'altro è la campagna di rimozione totale dell'isolamento, che consuma ponteggi, manodopera per l'isolamento e tempi di fermo, e manca comunque i punti peggiori se non è mirata alle linee corrette.

La maggior parte degli operatori gestisce questo problema con l'ispezione basata sul rischio (RBI). Questo articolo tratta i meccanismi, i punti in cui si concentra il rischio e come costruire un programma per asset obsoleti.

Contesto normativo e requisiti

Diversi documenti si applicano a un programma CUI sulle tubazioni:

• API 570 copre l'ispezione in servizio, la classificazione, la riparazione e la modifica dei sistemi di tubazioni. È il quadro del codice di ispezione sotto il quale ricade la maggior parte dei programmi CUI per tubazioni.
• API 580 e API 581 coprono l'ispezione basata sul rischio e la sua metodologia.
• API 583 affronta la corrosione sotto isolamento e la protezione antincendio.
• NACE SP0198 affronta il controllo della corrosione sotto l'isolamento termico e i materiali ignifughi utilizzando un approccio sistemistico.
• DNV-RP-G109 è una pratica raccomandata il cui obiettivo dichiarato è una metodologia pratica, economica e basata sul rischio per la gestione della CUI.

Verificate la vostra giurisdizione e gli standard aziendali per sapere quali di questi sono obbligatori. Il programma dovrebbe indicare quale documento disciplina gli intervalli di ispezione e quale disciplina il metodo del rischio.

Come si sviluppa la CUI

La CUI è una corrosione esterna localizzata sotto l'isolamento termico. Inizia quando l'acqua supera il sistema di isolamento e raggiunge la parete del tubo (Kasko Makine). Da lì l'isolamento trattiene l'acqua contro l'acciaio, spesso con cloruri e altri contaminanti, e nasconde ciò che accade al di sotto.

Fonti d'acqua tipiche su impianti obsoleti:

• Giunzioni del mantello fallite o spostate e sigillante indurito e fessurato.
• Penetrazioni come supporti, connessioni per strumenti, sfiati, scarichi e ingressi per tracciamento termico.
• Perdite di vapore o tubi di tracciamento termico.
• Condensa su servizi freddi.
• Lavaggi, test dei sistemi a diluvio e pioggia spinta all'interno del rivestimento danneggiato.

Due modalità di danno sono rilevanti in un impianto con materiali misti. Gli acciai al carbonio e bassolegati soffrono di corrosione esterna generale o puntiforme, spesso come perdita di parete localizzata che i metodi a griglia di spessore possono mancare. Gli acciai inossidabili austenitici non sono immuni. Sotto il giusto mix di umidità, cloruri e temperatura moderatamente elevata, possono incrinarsi per tensocorrosione da cloruri esterni, e le indagini sulla perdita di parete non lo rileveranno. Trattate questi come meccanismi di danno separati con diversi metodi di rilevamento.

Intervalli di temperatura e di servizio a più alto rischio

La temperatura decide se l'acqua liquida rimane a contatto con il metallo. L'acqua bolle a 100 °C a pressione atmosferica, e quel punto rappresenta un confine pratico:

• Ben al di sopra del punto di ebollizione dell'acqua in servizio continuo: la parete del tubo tende a espellere l'umidità, quindi l'isolamento tende a rimanere asciutto. Il rischio aumenta dove la linea è ferma, opera a regime ridotto o presenta un ramo morto (dead leg) che lavora a temperature inferiori rispetto al processo principale.
• Intorno e moderatamente al di sopra del punto di ebollizione, e fino alla temperatura ambiente: l'acqua liquida può persistere o alternarsi tra fasi umide e asciutte, concentrando specie corrosive sulla parete. È qui che la CUI dell'acciaio al carbonio è più attiva e dove le preoccupazioni per il cracking dell'acciaio inossidabile si collocano all'estremità calda.
• Al di sotto della temperatura ambiente: la condensa e la formazione di ghiaccio possono mantenere umido l'isolamento, specialmente quando la barriera al vapore è danneggiata.
• Servizi ciclici o intermittenti: le linee che oscillano attraverso il punto di ebollizione dell'acqua o che vengono messe a riposo spesso sono costantemente a rischio più elevato rispetto alle linee in regime stazionario.

Le metodologie RBI, tra cui DNV-RP-G109, utilizzano la temperatura operativa come fattore chiave di classificazione. Applicatela all'inviluppo operativo reale, inclusi avviamento, fermata di manutenzione, steam-out e condizioni di upset. La temperatura di progetto sulla line list non è sufficiente.

Confronto tra servizio e configurazione

Posizioni che producono ripetutamente rilievi

Qualunque sia la classe della linea, concentratevi su:

• Terminazioni dell'isolamento su flange, valvole e connessioni alle apparecchiature.
• Penetrazioni e punti di supporto.
• Punti bassi, gomiti e la parte inferiore dei tratti orizzontali, dove l'acqua si raccoglie.
• Tratti verticali al di sotto di una sezione di mantello danneggiata.
• Qualsiasi area in cui il mantello è ammaccato o spostato, o dove il sigillante è visibilmente deteriorato.

I fori di drenaggio nella parte inferiore dell'isolamento dei tubi sono un modo riconosciuto per scaricare l'acqua intrappolata (revisione MDPI). Richiedono manutenzione. Un drenaggio ostruito fornisce un falso senso di protezione.

Costruire il programma basato sul rischio per asset datati

1. Stabilire la popolazione e colmare le lacune nei dati

Iniziare dall'elenco delle linee, dai P&ID e dagli isometrici. Per ogni linea o circuito isolato, acquisire il materiale, l'inviluppo della temperatura di esercizio, il tipo di isolamento, il tipo di rivestimento (jacket), l'età del sistema di isolamento e l'eventuale verniciatura sotto l'isolamento. Aggiungere lo storico delle perdite, i risultati di precedenti rimozioni dell'isolamento e lo storico del tracciamento del vapore.

Sugli asset più vecchi questi dati sono spesso incompleti. Il materiale dell'ICorr Annual Corrosion Forum include indicazioni su cosa fare in assenza di dati. In pratica, ipotizzare il caso peggiore per il campo mancante, registrare di averlo fatto e lasciare che i risultati sul campo sostituiscano l'ipotesi nel tempo.

2. Valutare separatamente probabilità e conseguenza

L'ispezione basata sul rischio combina la probabilità di danno da CUI con la conseguenza del guasto, in modo che lo sforzo ispettivo si concentri dove conta di più (iFactory). Ciò non significa che ogni tubo con isolamento bagnato necessiti di una rimozione immediata.

Fattori di probabilità:

• Temperatura di esercizio rispetto al punto di ebollizione dell'acqua e grado di ciclicità.
• Condizioni del rivestimento, del sigillante e della barriera al vapore.
• Età e tipo di sistema di isolamento e sua capacità di trattenere l'acqua.
• Condizioni del rivestimento protettivo sotto l'isolamento, ove note.
• Presenza di tracciamento, fonti d'acqua vicine e ambiente locale.
• Risultati precedenti sullo stesso circuito o su uno simile.

Fattori di conseguenza:

• Pericolosità del fluido (infiammabile, tossico, alta pressione).
• Posizione del rilascio rispetto al personale, alle fonti di innesco e alle apparecchiature critiche.
• Impatto ambientale e dipendenza della produzione.

Classificare le linee in gruppi e definire l'ambito e la frequenza delle ispezioni in base al rischio combinato. La metodologia API 581 e la DNV-RP-G109 forniscono entrambe modi strutturati per farlo. Un precedente documento sull'uso dei risultati RBI per giustificare e gestire un programma CUI (ETCE, 2002) sottolinea lo stesso punto: l'output RBI dovrebbe guidare l'ambito del programma, non affiancarlo.

3. Abbinare il metodo di ispezione al meccanismo di danno

Utilizzare un approccio a livelli:

1. Indagine esterna delle condizioni del rivestimento e dell'isolamento, al livello di dettaglio di un'ispezione esterna API 570.
2. Screening non intrusivo, come la radiografia del profilo o le correnti parassite pulsate, per individuare dove l'isolamento è bagnato o dove è probabile una perdita di spessore. La norma HOIS-G-023 copre l'ispezione CUI in situ.
3. Rimozione mirata dell'isolamento nei punti segnalati dallo screening e dalle configurazioni ad alto rischio sopra citate, con ispezione visiva e misurazione diretta dello spessore o rilevamento di crepe sul metallo esposto.
4. Rimozione completa dell'isolamento del circuito, ma solo dove i risultati mostrano che il danno è diffuso.

4. Riconoscere ciò che l'RBI non può fare

Una revisione sulla CUI nel settore oil & gas osserva che l'RBI è ampiamente ricercato per la previsione e la mitigazione della CUI, ma dove il guasto per corrosione ha conseguenze gravi, potrebbe non essere sufficientemente affidabile (revisione MDPI). Per le linee ad alta conseguenza con dati carenti, un punteggio di bassa probabilità non sostituisce l'ispezione fisica. Trattare il modello come uno strumento di prioritizzazione e verificarlo rispetto ai risultati riscontrati.

5. Chiudere il cerchio

Ogni risultato, compreso il "nessun danno riscontrato", dovrebbe aggiornare il ranking di probabilità per linee simili. Registrare la posizione, le condizioni dell'isolamento, il danno riscontrato e la fonte d'acqua apparente. Il documento AMPP sull'RBI per CUI e corrosione sotto protezione antincendio (2024) copre entrambe le minacce sotto un unico approccio RBI. Se l'impianto dispone di acciaio con protezione antincendio e tubazioni isolate, gestirli insieme.

Sicurezza durante l'apertura dell'isolamento su tubazioni in servizio

Rimuovere l'isolamento da linee di idrocarburi in esercizio non è un lavoro banale. Prima di qualsiasi intervento che possa esporre la parete del tubo o comportare un accesso intrusivo:

• Confermare lo stato della linea tramite il sistema dei permessi di lavoro e identificare la classificazione dell'area classificata della zona di lavoro.
• Se l'ispezione o qualsiasi riparazione comporta l'apertura del confine di processo, isolare la linea, depressurizzarla, sfiatare in un luogo sicuro e verificare l'assenza di energia prima dell'inizio dei lavori.
• Applicare lock-out/tag-out ai punti di isolamento.
• Utilizzare sempre rilevatori di gas calibrati e controllare le fonti di innesco, compresi gli strumenti utilizzati per la rimozione del rivestimento.
• Ipotizzare che una parete corrosa possa essere più sottile di quella nominale. Non applicare carichi, martellare o fare leva contro una sezione in cui la perdita di parete non è stata valutata.
• Ripristinare l'isolamento, il rivestimento e il sigillante secondo uno standard che dreni l'acqua. Non lasciare coperture temporanee in sede.

Scenario illustrativo

Questo scenario è illustrativo, non un caso reale. Un'unità di trattamento gas datata presenta tubazioni in acciaio al carbonio e acciaio inossidabile austenitico, isolamento originale e isometrici incompleti. Il team esamina tutte le linee isolate in base all'inviluppo di temperatura, ai cicli e alle condizioni del rivestimento. Un gruppo di linee in acciaio al carbonio utilizzate a intermittenza con cedimenti visibili nelle giunzioni del rivestimento occupa il grado più alto, insieme a una serie di rami morti (dead-leg) che compaiono nei P&ID ma non nel database delle ispezioni. Una linea in acciaio inossidabile in servizio a caldo vicino a un'area esposta alla costa è classificata separatamente per la suscettibilità alla fessurazione.

Il team applica il metodo a livelli. L'indagine esterna e lo screening non intrusivo coprono il gruppo ad alto rischio e l'isolamento viene rimosso solo dove lo screening indica umidità o perdita di spessore. Supponiamo che le prime rimozioni sui rami morti mostrino una perdita di spessore nel punto basso dove si raccoglie l'acqua. Tali risultati fanno salire i restanti rami morti nella classifica e li aggiungono alla campagna successiva. Le linee esaminate e risultate asciutte con rivestimenti intatti scendono nella classifica e il loro intervallo viene esteso in linea con API 570 e la procedura RBI dell'impianto.

Checklist pratica

• Ogni linea isolata è presente nel database delle ispezioni, inclusi rami morti e derivazioni?
• L'inviluppo della temperatura operativa si basa sul funzionamento reale, comprese le fermate e i cicli?
• Ai campi dati mancanti sono state assegnate ipotesi conservative e sono stati contrassegnati per la correzione?
• La perdita di spessore dell'acciaio al carbonio e la fessurazione dell'acciaio inossidabile sono trattate come meccanismi separati?
• Terminazioni, penetrazioni, punti bassi e aree del rivestimento danneggiate sono inclusi nell'ambito dell'ispezione?
• Ogni linea ad alta conseguenza è sottoposta a ispezione fisica e non solo a un punteggio del modello?
• I fori di drenaggio, ove presenti, vengono controllati e mantenuti aperti?
• I risultati, compresi quelli negativi, vengono inseriti nel ranking del rischio?
• I pacchetti di lavoro per la rimozione dell'isolamento includono isolamento, depressurizzazione, verifica dell'energia zero, LOTO, rilevamento gas e controlli per area classificata?
• La qualità del ripristino del rivestimento e del sigillante viene controllata e approvata?

Conclusione

Un programma CUI efficace su tubazioni datate inizia con un censimento completo, classifica le linee in base al comportamento termico, alle condizioni del rivestimento e alle conseguenze, quindi utilizza il metodo più economico in grado di individuare il meccanismo di danno in questione. Considerate l'RBI come un modo per orientare l'ispezione, non come un sostituto della stessa, in particolare dove un guasto sarebbe costoso e i dati sono scarsi.

Come passi successivi, verificate l'inventario delle linee isolate per individuare rami morti mancanti e temperature sconosciute, classificate la popolazione utilizzando DNV-RP-G109 o la vostra implementazione di API 581 e programmate screening mirati e rimozioni sul gruppo con il ranking più alto. Quindi utilizzate i risultati per rivedere la classifica prima della prossima campagna.