Corrosion Failure of 4" Pipeline of a Gas Production Well in Egypt Western Desert PDF

Preview

Summary

www.me‐journal.org                                                                                      Journal of Metallurgical Engineering (ME) Volume 4, 2015  doi: 10.14355/me.2015.04.008 Corrosion Failure of 4ʺ Pipeline of a Gas  Production Well in Egypt Western Desert  Z. Abdel Hamid, Ibrahim M...

Description

www.me‐journal.org                                                                                      Journal of Metallurgical Engineering (ME) Volume 4, 2015  doi: 10.14355/me.2015.04.008

Corrosion Failure of 4ʺ Pipeline of a Gas  Production Well in Egypt Western Desert  Z. Abdel Hamid, Ibrahim M Ghayad, N. Gomaa  Central Metallurgical Research & Development Institute (CMRDI), P.O.Box:87 Helwan, Cairo, Egypt  [email protected]    Abstract  A corroded part of a 4  pipe of AG which is a gas producing well came to production since July 2011. It was sent to CMRDI to  investigate  the  failure  analysis  of  the  failed  pipe.  Severe  corrosion  was  observed  in  the  6  O’clock  position  inside  the  pipe.  Combined erosion and pitting corrosion occurred on the bottom (6 O  clock) of the failed pipe. The Corrosion attack is thought  to  occur  due  to  associated  condensate  waterwhich  is  relatively  high  (as  this  case).Water  is  mostly  acidic  due  to  the  high  concentration of CO2 which dissolves in water forming carbonic acid H2CO3. High corrosive nature of water is also evident from  the great amounts of chloride present in the condensate water. It is suggested that proper treatment of the problem can rely on  the  use  of suitable  corrosion inhibitor  and  also  increase  the  efficiency  of dewatering  process  to  decrease  the  amount of  water  associated with the flowing gas.  Keywords  Gas Well Pipline;Corrosion;Failure Analysis 

I nt roduc t ion Major pipelines across the world transport large quantities of crude oil, natural gas, and petroleum products. These  pipelines play an important role in modern societies and are crucial in providing needed fuels for vital functions  such as power generation, heating supply, and transportation.   In light of the hazardous properties of the products being transmitted through these pipelines, a failed pipeline has  the potential to cause serious environmental damage. The risk associated with pipeline in terms of safety of people,  damage  to  the  environment  and  loss  of  income  has  been  a  major  concern.  Sources  of  failure  include  structural  problems, corrosion problems, operator error, outside force damage and control problems.  There have been a number of studies conducted by researchers on causes of oil pipeline failures in the oil and gas  industry [1]. In failures resulting in product loss, leaks constituted 86.8% of failures and ruptures 13.2%. Corrosion  is the predominant cause of leaks. According to the findings, the third party damage is the leading cause of line  ruptures.  Ndifon [2] reviewed  the  number  of internal corrosion failures for  multiphase  pipelines and  discovered  that  internal  corrosion  failures  increased  steadily  while  the  number  of  external  corrosion  failures  held  steady.  Moffat and Linden [3] stated that for sour gas pipelines, internal corrosion is the major cause of failure. External  corrosion failures have declined, possibly as the result of improved coatings and increased inspection. Of the sour  line failures, about 86% were leaks and 14% were ruptures.   Natural gas pipeline sections located near to the extraction wells are more susceptible to fail. This fact is due to the  high  concentration  of  corrosive  agents  carried  in  the  gas  stream,  such  as  CO2,  H2S,  calcium  and  chlorine  compounds which promote the deterioration of the steel pipe, mainly due to erosion–corrosion [4‐7]. In addition to  the contaminants, the presence of salt water which usually encounters inside the pipeline aggravates the corrosion  process. Process variables, such as flow rate, pressure and pipeline design interact to create a synergistic effect of  corrosion and erosive wear of the pipe. Corrosion products are first deposited on the internal gas pipeline surface  in the form of scales. These products, which are mainly CaCO3 and FeCO3, initially, act as a protective barrier to  prevent the corrosion of the steel surface [8‐9]. Once the scales have grown to a certain thickness, they will become  highly brittle and easily removed by the mechanical forces of the gas stream in localized zones. Thus, the newly 

62 

Journal of Metallurgical Engineering (ME) Volume 4, 2015                                                                                      www.me‐journal.org 

exposed areas become highly susceptible to a galvanic corrosion process aggravated by the attraction of chlorine  ions  into  these  areas.  This  develops  localized  pits  due  to  pitting  corrosion  until  the  final  failure  of  the  pipe  is  produced. Se rvic e H ist ory A corroded part of a 4  pipe of AG which is a gas producing well came to production since July 2011. The current  production rate of the well is 9.8 MMSCFD/ Water: 31 BBL / Condensate: 103 BBL. The pipe data and gas analysis  are shown below:  













Material API 5L X52 grade B PSL‐2  Pipe size 4  sch.40  Nominal thickness: 6.019 mm  Manufactured by : BAO steel  PO‐NO: 19804/AS  Heat No.: 327691‐3  Total length  2 Km  TABLE 1 ANALYSIS OF CONDENSATE WATER CONDUCTED BY EGYPTIAN PETROLEUM RESEARCH INSTITUTE

Element

N2

Cl

CO2

C2

C3

I-C4

Wt.%

0.402

84.63

3.678

6.774

2.393

0.51

Element

C6+

I-C5

N-C4

N-C5

C6+

Total

Wt.%

0.48

0.653

0.28

0.202

0.48

100

TABLE 2 ANALYSIS OF MINOR ELEMENTS CONDUCTED BY EGYPTIAN PETROLEUM RESEARCH

Element

SG

H2S

C4

C5+

ppm

0.685

4

1.163

0.962

Pe rform e d I nve st iga t ions The following investigations are performed on the heat exchanger tubes:  









Visual examination  Chemical analysis  Mechanical Testing  Metallographic examination  Corrosion testing 

Re sult s a nd Disc ussion Visual Examination No  indications  of  localized  corrosion  attack  were  observed  at  the  external  surface.  In  other  words,  the  localized  corrosion attack was confined only to the internal surface of pipe. The pipe was found to be severely corroded at 6  O’clock position. The internal surface of the pipe was covered with corrosion products. A longitudinal corrosion  grooving was observed at the 6 O’clock position (Fig. 1). 

 

 

63

www.me‐journal.org                                                                                      Journal of Metallurgical Engineering (ME) Volume 4, 2015 

  FIG. 1 CLOSE‐UP OPTICAL MICROGRAPH (50X) OF THE INTERNAL SURFACE OF THE PIPE, SHOWINGS SEVER LOCALIZED  CORROSION AT 6 O’CLOCK POSITION 

The internal surface of the pipe between 3 and 9 O’clock positions was affected by general and localized corrosion  (Fig. 2). 

  FIG. 2 GENERAL CORROSION OBSERVED AT THE 3 AND THE 9 O’CLOCK POSITIONS USING OPTICAL MICROSCOPE (50X) 

The pitting was 1.1 mm in depth, which corresponding to  18% reduction of the original wall thickness (Fig. 3).  

  FIG. 3 OPTICAL MICROGRAPHS (50X) OF CROSS SECTIONS TAKEN FROM 6 O CLOCK POSITION OF PIPE. 

64

 

Journal of Metallurgical Engineering (ME) Volume 4, 2015                                                                                      www.me‐journal.org 

Chemical Analysis The  chemical  analysis  of  the  pipe  samples  was  performed  using  the  Spectro‐lab  (optical  emission  spectrometer)  device  to  determine  the  main  elements  of  manufactured  material.  Table  3  shows  the  results  of  chemical  analysis  conducted by CMRDI and compared with the required specifications. Table 3 shows that the chemical composition  is confirmed with API 5L grade X‐60‐PSL2 as mentioned by the client.  The chemical composition confirmed with  API 5L grade X‐52 PSL2  TABLE 3 CHEMICAL COMPOSITION OF PIPE ON COMPARISON WITH STANDARD 

Element, wt% 

C 

Mn 

P 

S 

CMRDI 

0.133 

1.29 

0.017 

0.003 

Standard (max.) 

0.24 

1.4 

0.025 

0.015 

CMRDI 

Si 

V 

Nb 

Fe 

Standard (max.) 

0.27 

0.063 

0.035 

Bal. 

Mechanical Testing  The received pipe was cut and processed for tensile and hardness tests. The tensile strength test was carried out  using a Universal Testing Machine (UTM). Hardness test was carried out using a Vickers Hardness Machine (Hv).  The results of tensile and hardness tests are shown in Table 4 in comparison with the standard specifications. The  data reveals that the measured values are confirmed with API grade 5L X‐52‐PSL2. The mechanical test results are  confirmed with API grade 5L X‐50‐PSL2.  TABLE 4 MECHANICAL TEST OF TUBE MATERIAL 

Sample 

Yield strength (N/mm2)  Ultimate strength (N/mm2)

Elongation (%) 

Hardness (Hv) 

CMRDI 

377 

552 

27.2 

198 

Standard (min) 

360 ‐ 530 

490 – 760 

‐‐‐‐ 

196 

Metallographic Examination  1) Microstructure Investigation   The microstructure investigation was carried out for the pipe within the corroded area, and revealed a structure  which  consists  of  ferritic‐pearlitic  structure,  as  shown  in  Fig.4  {ferritic  matrix  (white  area)  and  some  pearlite  (black area)}.There were no metallurgical defects which could result in corroded area. 

  FIG.4MICROSTRUCTURE OF THE PIPE WITHIN  THE CORRODED AREA 

2) Scanning Electron Microscopy / Energy Dispersive Spectroscopy Examination  A specimen from the received pipe was cut, processed and the localized corrosion attack on the inner surface  was  examined  using scanning electron  microscope (SEM) (Fig.5).Corrosion  products  were distinguished  from 

 

 

65

www.me‐journal.org                                                                                      Journal of Metallurgical Engineering (ME) Volume 4, 2015 

the metal surface inside the pit. The EDS spectra are shown in Fig. 6. No corrosion products were obtained on  the metal surface (Fig. 6a). EDS spectra inside the pit (Fig. 6b) shows the presence of oxygen and chlorine peaks  inside the pits indicate the formation of iron oxide and iron chloride as corrosion products. 

  FIG. 5SCANNING ELECTRON MICROSCOPE (SEM) PHOTOGRAPH SHOWING THE LOCALIZED CORROSION ATTACK ON THE  INNER SURFACE OF THE FAILED PIPE 

  FIG. 6A EDS ANALYSIS ON THE SUBSTRATE SURFACE               FIG.6B EDS SPECTRUM OF THE DEPOSIT INSIDE PIT 

Corrosion T e st ing a nd M e c ha nism A specimen from the pipeline was subjected to electrochemical corrosion testing in 0.8% sodium chloride solution  (simulating water associates the gas flowing in the pipe) using computerized potentiostat (see Fig. 7). The test gives  important  information  about  the  susceptibility  of  material  towards  pitting  corrosion  attack.  Current  increases  rapidly  with  increasing  potential  until  it  reaches  a  steady  value  of  13  mA/cm2.  The  high  currents  (0.13  A  cm‐2)  shown  by  the  curve  indicates  high  susceptibility  of  the  pipe  material  towards  corrosion  in  general  and  pitting  corrosion in particular. 

FIG. 7 POTENTIODYNAMIC POLARIZATION CURVE OF THE PIPE MATERIAL IN 0.8% NACL. CURRENT MEASURED IN AMPERE (A) WHILE POTENTIAL MEASURED IN VOLT (V)

66

 

Journal of Metallurgical Engineering (ME) Volume 4, 2015                                                                                      www.me‐journal.org 

Combined  erosion  and  pitting  corrosion  occurred  at  the  bottom  (6  O clock)  of  the  failed  pipe.  Erosion  corrosion  reaults  from  the  disruption  of  protective  passive  films  by  erosive  or  abrasive  processes.  Once  the  protective  or  passive film is removed in an aqueouselectrolyte, the electrochemical processes for pitting corrosion will take place.  The  initiation  of  a  pit  occurs  when  electrochemical  or  chemical  breakdown  exposes  a  small  local  site  on  a  metal  surface  to  damaging  species  such  as  chloride  ions.  The  sites  where  pits  initiate  include;  scratches,  surface  compositional heterogeneities (inclusions), or places where environmental variations exist. In the present case, the  sites of pit initiation are likely due to scratches formed by solid particles (sand) contained in the water associates  the gas flow in the pipe.   In addition, the very high concentration of chloride ions enables them to penetrate the  metal surface layer and initiate pitting corrosion by themselves. Another factor intensifies pitting corrosion attack  is  the  high  CO2  content.  CO2  increases  the  acidity  of  the  water  inside  the  pipe  and  thus  facilitates  and  increases  pitting  attack.  The  pit  grows  if  the  high  current  density  (the  area  of  breakdown  initiation  is  exceedingly  small)  involved  in  the  repassivation  process  does  not  prevent  the  formation  of a  large  local  concentration  of  metal ions  produced by dissolution at the point of initiation. If the rate of repassivation is not sufficient to choke off the pit  growth,  two  new  conditions  will  be  developed.  First,  the  metal  ions  produced  by  the  breakdown  process  are  precipitated  as  solid  corrosion  products  (such  as  the  Fe(OH)2  which  usually  cover  the  mouth  of  the  pit.  This  covering  traps  the  solution  in  the  pit  and  allows  the  buildup  of  positive  hydrogen  ions  through  a  hydrolysis  reaction.  Then,  chloride  or  other  damaging  negative  ions  diffuse  into  the  pit  to  maintain  charge  neutrality.  Consequently,  the  repassivation  becomes  considerably  difficult  because  the  solution  in  the  pit  is  highly  acidic,  containing a large concentration of damaging ions and metallic ions, and a low oxygen concentration. Thereby the  rate of pit growth accelerates [6].   The pit is the anode of an electrochemical corrosion cell, and the cathode of the cell is the non‐pitted surface. Since  the surface area of the pit is a very small fraction of the cathodic surface area, all of the anodic corrosion current  flows  to  the  extremely  small  surface  area  of  the  breakdown  initiation  site.  Thus,  the  anodic  current  density  becomes very high, and penetration of a metal structure bearing only a few pits can be rapid.   Ex pe c t e d Ca use s of Corrosion At t a c k Associated Condensate Water  Corrosion naturally occurs in pipelines wherever water wets the pipeline wall. If the amount of water is relatively  high (as this case), the pipe can corrode at almost any location subjected to water replenishment.  Corrosive Nature of Water  Water is mostly acidic due to the high concentration of CO2 which dissolves in water forming carbonic acid H2CO3.  High corrosive nature of water is also evident from the great amounts of chloride present in the condensate water.  Flow Pattern  The flow pattern in the pipeline is transitional in nature and gives a chance to stratification of the liquid phases.  Since  the  water  cut  is  about  30%  (may  be  more  or  less),  water  will  wet  the  pipeline  even  in  the  transition  flow  conditions.  At  low  lying  areas  (Pipeline  Crossings)  where  the  chances  of  condensate  water  accumulations  are  greater, aggressive localize corrosion is expected in these stagnant areas.  Conc lusion a nd Re c om m e nda t ion 



 

 

Mechanical and chemical analysis is in conformity with the specifications.  The  pipeline  failed  as  a  result  of  localized  pitting  corrosion  initiated  from  the  internal  surface  in  the  6  O clock position.  The  most  significant  parameters  contributing  to  the  failure  by  localized  corrosion  are  the  associated  condensate water.  The  localized  corrosion is influenced  by  some  variables such  as acidity,  operation,  water  wetting,  scheme  depths and bacterial effect. The influences of these parameters are closely linked with each other; and the 

 

67

www.me‐journal.org                                                                                      Journal of Metallurgical Engineering (ME) Volume 4, 2015 

  

mechanism of separate action of each is shown in details in item No. 6 of this report.  Dewatering treatment unit should be transferred to the well site or at least a new treatment unit should be  installed in a point before gas flow in the pipeline.  Biocides: Addition can be helpful for fighting bacterial corrosion. Reference to a specialist in this respect is  helpful, provided that the above recommended actions were implemented.   Corrosion inhibitor must be injected on the gas flow line with rapid film forming. 

REFEREN CES

[1]

C.H.  Achebe,   U.C.  Nneke,  and  O.E.  Anisiji, Analysis  of  Oil Pipeline  Failures  in the  Oil  and  Gas Industries  in  the Niger  Delta Area of Nigeria, Proceedings of the International MultiConference of Engineers and Computer Scientists 2012 Vol II,  IMEC 2012, March 14‐16, 2012, Hong Kong. 

[2]

W.O. Ndifon, (1998); Health impact of a major oil spill: Case study of Mobil oil spill in AkwaIbom State, 9th International  Conference on the Petroleum Industry and the Nigerian Environment, Abuja, pp.804 ‐ 815. 

[3]

D Moffat and O. Linden, (1995); Perception and reality: Assessing priorities for sustainable development in the Niger Delta,  AMBIO: Journal of Human Environment, Vol. 24, and Nos. 7‐8, pp.527‐538. 

[4]

M.A.L.  Hernandez‐Rodrıguez,  D.  Martınez‐Delgado,  R.  Gonzalez,  A.  Perez  Unzueta,  R.D.  Mercado‐Solıs,  J.  Rodrıguez,   Casestudy:Corrosive wear failure analysis in a natural gas pipeline, Wear 263 (2007) 567–571. 

[5]

J.R. Shadley, S.A. Shirazi, E. Dayalan, M. Ismail, E.F. Rybicki, Erosion–corrosion of a carbon steel elbowin a carbon dioxide  environment, Corrosion 52 (9) (1996). 

[6]

Uhlig s Corrosion Handbook (2011), 3rd Edition, R. Winston Revie (Editor) ISBN: 978‐0‐470‐08032‐0. 

[7]

E.S. Venkatesh, Erosion damage in oil and gas wells, in: Proceeding of Rocky Mountain Meeting of SPE, Billings, MT, May,  1986. 

[8]

L.E. Newton, R.H. Hausler (Eds.), CO2 Corrosion in oil and Gas Production, NACE, 1984 (selected papers, abstracts and  references). 

[9]

68

C.A. Palacios, J.R. Shadley, CO2 Corrosion of N‐80 steel at 71◦C in a two‐phase flow system, Corrosion 49 (8) (1993). 

 ...