Panduan Material & Korosi di Unit Hydrotreating dan Reforming: Menekan Risiko Bernilai Miliaran Dolar

Lingkungan proses hydrotreating (pemrosesan dengan hidrogen pada suhu/tekanan tinggi) dan naphtha reforming adalah “stress test” untuk metalurgi. Campuran H₂S, NH₃, HCl, klorida, asam naftenat, dan hidrogen pada temperatur/tekanan tinggi mengaktifkan mekanisme sulfidasi, serangan asam naftenat, hingga HTHA atau high‑temperature hydrogen attack (serangan hidrogen temperatur tinggi) thepetrosolutions.com pmc.ncbi.nlm.nih.gov.

Faktanya, di atas ~260 °C, bahkan H₂S “modest” memicu korosi sulfidik seragam pada carbon steel pmc.ncbi.nlm.nih.gov. Garam NH₄Cl yang mengembun di bawah ~200 °C mencetus pitting lokal di area basah, sementara dekarburisasi dan retak terinduksi hidrogen terjadi pada >200 °C dan H₂ > 15 MPa. Di reformer (500–650 °C, 30–50 bar H₂), tegangan termal dan “nitrogen embrittlement” (nitriding/pembentukan nitrida yang menggetaskan material) menambah risiko www.bcinsight.crugroup.com www.bcinsight.crugroup.com.

Taruhannya besar: biaya korosi industri migas global diperkirakan ~$60 miliar/tahun, dengan sekitar US$15 miliar di kilang saja oilreviewmiddleeast.com. Penerapan best practice (pilihan paduan, inhibitor, monitoring) secara konsisten memangkas 15–30% beban ini—sebuah dampak bisnis yang nyata pmc.ncbi.nlm.nih.gov oilreviewmiddleeast.com.

Lingkungan korosif dan mekanisme kerusakan

Unit hydrotreating dan reforming beroperasi pada tekanan dan temperatur tinggi dengan spesies agresif. Di atas ~260 °C, H₂S mendorong sulfidasi; di bawah ~200 °C, NH₄Cl yang mengembun mengawali pitting lokal; pada >200 °C dan H₂ > 15 MPa, material rentan dekarburisasi dan retak terinduksi hidrogen pmc.ncbi.nlm.nih.gov. Dalam reformer 500–650 °C dan 30–50 bar H₂, nitriding dan tegangan termal menjadi isu desain serta keandalan www.bcinsight.crugroup.com www.bcinsight.crugroup.com thepetrosolutions.com.

Pemilihan material untuk hydrotreaters

Shell dan internal reaktor lazimnya memakai low‑alloy Cr–Mo (mis. ASTM A387 Grade 22 atau 2¼Cr‑1Mo) untuk menahan tekanan, dengan cladding/overlay austenitik di sisi internal. Overlay 321/347 SS dipakai luas untuk menahan korosi H₂S/H₂ fr.scribd.com studylib.net. Internal seperti grid/tray/screen yang kontak uap sour panas sering ditentukan 316L/317L atau 321/347 SS untuk menghindari HTHA dan sulfide stress cracking; pada kasus berat, Ni‑alloy seperti Alloy 825 (Ni–Cr–Fe–Mo) atau Hastelloy C‑276 dipilih karena kemampuan “buffer” terhadap H₂S/HCl.

Heat exchanger dan pipa proses

Pemanas umpan dan pipa panas pra‑injeksi hidrogen (lingkungan sulfidik sebelum H₂) kerap masih dapat memakai carbon/low‑alloy steel karena temperatur <~230 °C atau adanya skala FeS protektif studylib.net. Setelah injeksi H₂ (combined feed/effluent exchanger, quench exchanger), sulfidasi terakselerasi oleh hidrogen sehingga perlu material lebih “berotot”: duplex stainless steel (SS dupleks; struktur ferritik‑austenitik) atau Incoloy 800H/HT umum di ~300–400 °C.

Garam NH₄HS di efluen reaktor dapat mengendap dan menggerus baja pada kecepatan >6 m/s; pedoman industri menyarankan duplex SS atau Alloy 825 pada aliran berkecepatan tinggi untuk menahan serangan garam asam ini thepetrosolutions.com. Fin‑fan cooler dan bank tube pendingin efluen reaktor sering membutuhkan paduan lebih tinggi (SS316L atau 625/825) bila NH₄Cl mungkin terbentuk, karena kondensasi air kecil dengan NH₄Cl (pH ~3–4) memicu pitting cepat pada carbon steel inspenet.com thepetrosolutions.com. Bagian “cold bottoms” yang korosif (sour water) tipikal menggunakan 316L/317L SS. Catatan penting: carbon steel umumnya dibatasi ≤~230 °C; di atasnya dipakai alloy steel atau liner stainless, misalnya lining 12%Cr SS untuk lantai hot stripper studylib.net.

Tren material dan hitung‑hitungannya

Permintaan alloy berkinerja tinggi meningkat. Pasar nickel‑alloys global (termasuk Ni–Cr untuk layanan kilang) sekitar US$10,1 miliar pada 2024 dan diproyeksikan ≈US$17,2 miliar pada 2033 (CAGR 6,1%) www.globalgrowthinsights.com. Secara anekdotal, satu reaktor atau exchanger hydrotreater dengan cladding ekstra mampu memperpanjang run‑length beberapa tahun; mengganti carbon steel dengan SS316L/347 pada exchanger kunci dilaporkan menurunkan laju penipisan korosi dari ~0,1 mm/tahun menjadi praktis nol pada operasi yang dibersihkan normal (tetap bergantung pada kimia umpan). Dalam satu studi simulasi, serangan H₂S/H₂ temperatur tinggi pada SS316H minimal untuk layanan <350 °C hynickelalloy.com. Biaya awal alloy (sering 2–5× carbon steel) tertutupi oleh usia pakai lebih panjang, lebih sedikit kegagalan, dan risiko downtime yang lebih rendah.

Pemilihan material untuk reforming units

Reformer katalitik beroperasi lebih panas (≈500–650 °C) dan menghasilkan hidrogen serta NH₃ dari naphtha. Tabung katalis furnace dan hot header (“hot collector”) memakai high‑nickel alloys seperti Incoloy 800/H, 800HT, atau Alloy 330 untuk tubing proses dan outlet pigtails www.bcinsight.crugroup.com. Outlet piping setelah heavy naphtha feed cracker lazimnya 800H/HT; feed manifold kerap memakai coran Nicrofer CT15C (paduan Ni–Fe–Cr serupa 800HT dengan Nb) www.bcinsight.crugroup.com www.bcinsight.crugroup.com.

CT15C memiliki ketahanan creep sekitar satu orde magnitudo lebih lama dibanding 800HT tempa pada ~550–600 °C www.bcinsight.crugroup.com—alasan ekonomi untuk header besar. Namun uji in‑service menunjukkan CT15C bisa mengalami embrittlement dekade‑an (pembentukan fasa G), dan pigtail 800H/HT rentan presipitasi nitrida dan stress‑relaxation cracking www.bcinsight.crugroup.com www.bcinsight.crugroup.com. Desain modern kadang beralih ke Alloy 330 atau Inconel 617 untuk kekuatan creep lebih tinggi dengan unsur penggetas lebih sedikit di seksi terpanas www.bcinsight.crugroup.com. Untuk header dingin, ASME SA‑351/TP347HT atau 310H stainless sering digunakan, namun seksi panas bertumpu pada Ni‑alloys dan mikrostruktur terkontrol untuk bertahan 20+ tahun.

Strategi pengendalian korosi operasional

Di luar metalurgi, praktik operasi krusial. Hydrotreaters rutin melakukan injeksi wash water atau caustic sebelum effluent exchanger untuk menetralkan asam dan mencegah deposit garam. Basis katalitik kerap memanfaatkan fuel‑bound oxygenates untuk “menetralisir” HCl (membentuk produk tidak korosif). Pengaturan operasi—misalnya staging penambahan hidrogen—meminimalkan kondisi ekstrem. Inhibitor daring (film‑former dalam wash water) dilaporkan dapat memangkas laju korosi hingga separuh atau lebih. Untuk injeksi stabil, penggunaan peralatan dosing seperti dosing pump membantu menjaga rasio kimia secara konsisten di berbagai beban.

Pelapisan pelindung dan cladding lazim: vessel low‑alloy sering di‑clad SS316L atau 347 dengan weld overlay, sementara tube kritis menggunakan seamless Ni‑alloy (contoh Incoloy 825, RA330) untuk ketahanan klorida/H₂S. SS dupleks (SAF 2205/2304) semakin banyak dipakai pada exchanger terpapar klorida atau NH₄HS karena menggabungkan kekuatan tinggi dan ketahanan klorida—keunggulan atas seri 300 sederhana thepetrosolutions.com. Dalam praktik, ini terukur: operator melaporkan tube heat‑exchanger dari Alloy 825 pada efluen hydrotreater bertahan pada laju korosi <0,01 mm/tahun (hampir nol) dibanding >0,1 mm/tahun pada SS316 untuk beban asam umpan yang sama. Program kimia dapat memasukkan corrosion inhibitor sebagai lapisan proteksi film‑forming di fase berair, selaras dengan praktik inhibitor daring.

Program inspeksi dan monitoring berbasis risiko

Program inspeksi/monitoring yang tangguh adalah keharusan. Praktik terbaik adalah risk‑based inspection (RBI; interval inspeksi ditetapkan dari mekanisme kerusakan spesifik per item). Dengan alat RBI, sebuah kilang memperpanjang interval inspeksi mayor (dari 6 menjadi 12 tahun) dan mengganti banyak inspeksi invasive saat turnaround dengan NDT eksternal—menghemat sekitar £0,5 juta dalam satu turnaround new.abb.com.

Elemen umum program mencakup: pemantauan ketebalan non‑destruktif (UT), inspeksi visual/radiografi sambungan las, dan coupon korosi pada aliran representatif. Kerusakan berisiko tinggi seperti hydrogen‑induced cracking (HIC) tersembunyi pada vessel ber‑clad membutuhkan metode khusus—phased‑array UT atau Back‑Scatter UT untuk mendeteksi blister bawah permukaan inspenet.com. Sensor proses dapat memantau indikator daring seperti fugacity hidrogen (indikator intensitas H₂) dan electrical resistance probe di fase berair untuk menangkap percepatan korosi. Review data berkala mengikat temuan inspeksi dengan pemeliharaan: tren penipisan ketebalan, laju perambatan retak, dan analisis produk korosi mengarahkan intervensi. Survei industri menunjukkan kilang dengan program monitoring kuat mengalami 15–30% lebih sedikit unplanned outage akibat kegagalan korosi pmc.ncbi.nlm.nih.gov new.abb.com.

Ringkasan material dan implikasi bisnis

Intinya, unit hydrotreating dan reforming menuntut pemilihan paduan cermat. Insinyur umumnya menentukan baja 9–12% Cr dan Ni‑based alloys untuk seksi panas dan “sour”, sementara baja berbiaya lebih rendah untuk zona yang lebih ringan studylib.net fr.scribd.com. Dikombinasikan dengan kontrol operasional (wash water, inhibitor) dan jadwal inspeksi berbasis RBI, integritas peralatan dapat dijaga.

Mengingat kerugian besar (>$15 miliar/tahun di kilang saja oilreviewmiddleeast.com), premi moderat untuk alloy “eksotik” dan monitoring maju masuk akal secara finansial—terbayar oleh run‑length yang lebih panjang dan kegagalan yang terhindar www.bcinsight.crugroup.com new.abb.com.

Sumber: Alireza Bahadori, Corrosion and Materials Selection: A Guide for the Chemical and Petroleum Industries (Wiley, 2014) studylib.net; Euclides Quiñonez, “Types of corrosion in hydrotreating/HDS units,” Inspenet.com (Mar. 2024) inspenet.com; Nasir Hussain, “Types of Corrosion and Controls in Hydroprocessing Units,” ThePetroSolutions (Sep. 2023) thepetrosolutions.com; Juliusz Orlikowski dkk., “Corrosion Monitoring in Petroleum Installations,” Materials 17(11):2663 (2024) pmc.ncbi.nlm.nih.gov; Robert Colton, “Cost of corrosion in oil and gas,” Oil Review Middle East (19 Mei 2020) oilreviewmiddleeast.com; Global Growth Insights, Nickel Alloys Market Report [2033] (2024) www.globalgrowthinsights.com; BC Insight (CRU Group), “Reliability of reformer outlet systems” (2024) www.bcinsight.crugroup.com www.bcinsight.crugroup.com www.bcinsight.crugroup.com; ABB, “RBI reduces costs,” studi kasus (2014) new.abb.com. Setiap tautan memuat data (mis. biaya korosi, umur alloy, penghematan inspeksi) yang mendukung pilihan teknik di atas.