Titelaufnahme

Titel
Corrosion behaviour of longitudinally welded linepipe in oild and gas production / von Robert Allan Muggleton
Weitere Titel
Korrosionsverhalten längsnahtgeschweißter Rohre in der Öl- und Gasförderung
Verfasser / Verfasserin Muggleton, Robert Allan
GutachterLinhardt, Paul
ErschienenWien, 2018
Umfang195 Seiten
HochschulschriftTechnische Universität Wien, Dissertation, 2018
Anmerkung
Arbeit an der Bibliothek noch nicht eingelangt - Daten nicht geprueft
Abweichender Titel nach Übersetzung der Verfasserin/des Verfassers
SpracheEnglisch
DokumenttypDissertation
Schlagwörter (DE)Korrosion / geschweißte Rohre / Öl- und Gasförderung
Schlagwörter (EN)corrosion / welded pipes / oil- and gas production
URNurn:nbn:at:at-ubtuw:1-116305 Persistent Identifier (URN)
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Corrosion behaviour of longitudinally welded linepipe in oild and gas production [42.33 mb]
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Zusammenfassung (Deutsch)

Wissenschaftliche Veröffentlichungen zu CO2-Korrosion von Kohlenstoffstahl-Rohrleitungen im Bereich der Ölund Gasproduktion reichen zurück bis in die 1940er Jahre. Trotz angestrengter Forschung beträgt der Anteil an Schäden durch CO2-Korrosion aber immer noch 46% der Werkstoffschäden in diesem Bereich und stellt damit noch immer ein hohes Risiko für Anlagenintegrität und -zuverlässigkeit dar. Das Problem der selektiven Korrosion an Schweißnähten durch CO2 wird durch die Bildung siderit-basierter Schichten aus Korrosionsprodukten verkompliziert, welche Lokalkorrosion sowohl inhibieren als auch beschleunigen können. Längsnahtgeschweißtes ERW-(elektrisch widerstandsgeschweißtes) Rohrmaterial wird allgemein für Ölund Gasleitungen eingesetzt, da es kostengünstiger und rascher verfügbar ist als nahtlose Rohre. Allerdings bedingt die ERW-Schweißnaht eine Zone mit heterogener Mikrostruktur, die manchmal gegenüber der selektiven Korrosion der Schweißnaht durch CO2 empfindlich ist. Rohrleitungen werden oft aus ERW-Rohrmaterial derselben Werkstoffspezifikation (z.B. API, X42) gefertigt, das aber von unterschiedlichen Herstellern stammt. Trotz nahezu identischer mechanischer und chemischer Eigenschaften ist aber fallweise nach relativ kurzer Einsatzdauer (einige Monate bis Jahre) zu beobachten, dass manche Fabrikate deutlich höhere Empfindlichkeit gegenüber selektiver CO2-Schweißnahtkorrosion aufweisen als andere. Der Grund für diesen Unterschied ist bislang unklar. Im Gegensatz zur Werkstoffwahl für H2S-hältige Medien gibt es darüber hinaus derzeit auch keinen technischen Standard für die Werkstoffauswahl zur Vermeidung von selektiver CO2-Schweißnahtkorrosion. Die Ölund Gasindustrie benötigt daher: 1. Eine Erklärung für stark unterschiedliche Empfindlichkeit von relativ ähnlichem ERW-Rohrmaterial gegenüber selektiver CO2-Schweißnahtkorrosion. 2. Ein experimentelles Prüfverfahren, das die Empfindlichkeit von Rohrmaterial gegenüber selektiver CO2-Schweißnahtkorrosion quantitativ bestimmen lässt, sodass unterschiedliche Fabrikate im Zuge der Werkstoffauswahl eines Projekts verglichen werden können. Im Rahmen der vorliegenden Dissertation wurde eine neue Methodik für die Bestimmung der Empfindlichkeit von Rohrmaterial gegenüber selektiver CO2-Schweißnahtkorrosion entwickelt. Dieser neue Ansatz wird als multichannel zero resistance ammetry (vielkanal-null-Innenwiderstands-Strommessung) bezeichnet. Das entwickelte Messverfahren gestattet es, dass ERW-Rohrmaterial auf natürliche, unbeeinflusste Weise in interschiedlichen CO2-hältigen Medien in einem Autoklaven mit Rührwerk frei korrodieren kann. Allerdings werden die galvanischen Kopplungsströme zwischen den Zonen unterschiedlicher Mikrostruktur der ERW-Schweißnaht gleichzeitig mitgemessen. Diese Vorgehensweise hat es erlaubt, unmittelbar jene Zonen (und damit jene Rohrmaterialien) zu identifizieren, die empfindlich gegenüber selektiver CO2-Schweißnahtkorrosion sind. Im Rasterelektronenmikroskop konnte die Empfindlichkeit für selektive Korrosion mit der Morphologie der Schichten aus Korrosionsprodukten im Bereich der Schweißnaht korreliert werden, was wiederum von der Morphologie des Zementits im Stahl abhängig ist. Basierend auf diesen Befunden wurde ein Modell entwickelt, das erklärt wie ERW-Schweißnähte korrodieren und warum manches ERW-Rohrmaterial empfindlicher gegenüber selektiver CO2-Schweißnahtkorrosion ist als anderes, obwohl sie der gleichen Werkstoffspezifikation entsprechen. Die aus diesen Experimenten gewonnenen Daten geben ölund gasfördernden Unternehmen Anhaltspunkte für die Materialwahl zur Vermeidung von selektiver ERW-Schweißnahtkorrosion in CO2-hältigen Medien. Die entwickelte Prüftechnologie hat auch das Potential für Feldanwendung, wo die Effekte von Änderungen der Betriebsbedingungen (z.B. Inhibitorkonzentration, pH, Strömungsgeschwindigkeit) auf das Korrosionsverhalten von Schweißnähten unmittelbar verfolgt werden kann. Im Grunde können die Ergebnisse dieser Dissertation als Richtlinie zur Verbesserung der Integrität und Zuverlässigkeit der Anlagen verwendet werden.

Zusammenfassung (Englisch)

Academic publications on the CO2 corrosion of carbon steel linepipes in oil and gas production environments date back as far as the 1940s. Despite considerable research, CO2 corrosion and preferential weld corrosion still account for approximately 46% of material failures within the oil and gas industry, and present a serious risk to asset integrity and reliability. The problem of preferential CO2 weld corrosion is complicated by the formation of siderite based corrosion product layers, which can either inhibit or accelerate localized corrosion. Longitudinally welded ERW (electric resistance welded) linepipe is a commonly used material for oil and gas pipelines, due to its lower cost and shorter lead times over seamless. However, the longitudinal ERW weld introduces a region of microstructural heterogeneity, which sometimes is susceptible to localized CO2 preferential weld corrosion. Pipelines are often made from ERW linepipes of the same material grade (e.g. API grade X42), however, sourced from several manufactures. Despite having nearly identical mechanical and chemical properties, after a relatively short period of operation (several months to a couple of years), some manufacturers appear to have a significantly higher susceptibility to CO2 preferential weld corrosion than others. The reason for this difference in susceptibility is unclear. Furthermore, unlike for H2S environments, there is no standard regarding material selection to avoid preferential weld corrosion in CO2 environments. The oil and gas industry therefore requires: 1. An explanation as to why relatively similar ERW carbon steel linepipes can have significantly different susceptibilities to CO2 preferential weld corrosion. 2. An experimental test method that can quantitatively identify a particular linepipes susceptibility to CO2 preferential weld corrosion, so various manufacturers can be compared during the material selection process of a project. This thesis developed a new methodology for assessing an ERW linepipes susceptibility to CO2 preferential weld corrosion. The new approach is referred to as multi-channel zero resistance ammetry. The developed technology allowed the ERW materials to corrode in a natural and unforced way in various CO2 environments inside a stirring autoclave, however, the galvanic coupling currents flowing between different microstructural zones present in the ERW material could be monitored in real time. This allowed the direct identification of microstructural zones (and therefore specific linepipes) that were susceptible to CO2 preferential weld corrosion. Scanning electron microscopy was able to correlate localized corrosion susceptibility to corrosion product layer morphology around the weld region, which was dependent on the cementite morphology in the steel. From this, a model was developed explaining how ERW welds corrode, and why some ERW linepipes are more susceptible to CO2 preferential weld corrosion than others, despite being the same material grade. The information from these experiments provides oil and gas companies with material selection guidelines for avoiding preferential weld corrosion of ERW linepipe in CO2 production environments. The developed technology also has the potential for field deployment, where the effects of changes in operating conditions (i.e. inhibitor concentration, pH, flow rate) to weld corrosion behaviour can be viewed immediately. Fundamentally, results from this thesis can be used as a guide to increase asset integrity and reliability.

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