EFFECT OF CO2 SATURATED LIQUID IMPINGEMENT CORROSION/EROSION ON API 5L X65 PIPELINE

EFFECT OF CO2 SATURATED LIQUID IMPINGEMENT CORROSION/EROSION ON API 5L X65 PIPELINE. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

This is the latest version of this item.

[img] PDF (MS Thesis)
MS Thesis Defense-Zakariya AlAshwan-g200628940 Final.pdf
Restricted to Repository staff only until 10 May 2021.

Download (12MB)

Arabic Abstract

تواجد العوامل المسببه للتآكل و الحبيبات الصلبه لايمكن تفاديه في اغلب منشآت انتاج الزيت و الغاز. يستطيع ثاني أكسيد الكربون الذوبان بالماء في صورة السائل و ينتج عنه تكون حمض كربوني. تواجد هذا الحمض الكربوني مع الحبيبات الصلبه ممكن ان ينتج عنه تآكل بسبب ثاني أكسيد الكربون ونحت متركز و غير متوقع. لهذ السبب, عنت هذه الرسالة لدراسه تصرف التآكل بسبب ثاني أكسيد الكربون والنحت لمادة معروفة وهي API 5L X65. تم استخدام جهاز حلقي متدفق معدل لإجراء التجارب لهذه الدراسة وإنتاج بيانات التآكل بسبب ثاني أكسيد الكربون مع النحت. تمت دراسة عوامل عده مهمه للتآكل بسبب ثاني أكسيد الكربون مع النحت لمعرفه اثرها و علاقتها مع معدل التآكل بسبب ثاني أكسيد الكربون والنحت مثل تركيز ثاني أكسيد الكربون المذاب بالماء (مقدر بالتعامل مع الحموضة), وجود حبيبات رمل صلبة, سرعة الإصطدام, و زاوية الإصطدام. تجارب كثيرة تمت اعادتها لتشمل المتغيرات التالية: ثلاث تراكيز لثاني أكسيد الكربون (معيار الحموضة 4.5, 5.0 & 5.5), سرعتي إصطدام (8 و 16 م/ث), ثلاث زوايا إصطدام (15°, 45° & 90°), و مع و بدون حبيبات رمل بتركيز 2000 جزء من المليون (بمتوسط حجم 191.1 ميكرومتر). كل تجربة كانت مدتها ثلاث ساعات في سائل يحتوي 0.2 مولار كلورايد الصوديوم في درجة حرارة الغرفة. درست مواصفات نتائج الصدأ لجزء مقطوع بإستخدام FE-SEM EDS وXRD. أيضا,تمت التعرف على حالات نتائج الصدأ بإستخدام الطريقتين XRD و EDS. كربيد الحديد (Fe3C) و أكسيد الحديد الأسود (Fe3O4) هم حالتان من الصدأ لوحظتا في مكونات الصدأ بإستخدام الطريقتين XRD و EDS. نتائج FE-SEM المقطعية كانت قادره على التعرف على متوسط سماكة نتائج الصدأ المتراكم على عينات الإختبار. للتجارب اللتي لا تتضمن حبيبات رمل, كان متوسط سماكة نتائج الصدأ تزداد مع تناقص معيار الحموضة و سجلت أعلى متوسط سماكة لنتائج الصدأ بمقدار (22.89 ميكرومتر تقريبا) عند معيار الحموظة 4.5. سجلت معدلات متوسطة لمتوسط سماكة نتائج الصدأ للتجارب اللتي لا تتضمن حبيبات رمل عند معيار حموضة 5.0 (13.36 ميكرومتر) و حموضة 5.5 (11.74 ميكرومتر). ولكن, أقل متوسط لسماكة نتائج الصدأ لوحظ على العينة المختبرة مع وجود حبيبات الرمل عند معيار حموضة 5.5 (6.63 ميكرومتر) بسبب تأثير النحت الحاصل من حبيبات الرمل. والجدير بالذكر أنه لوحظ أن معيار الحموضة يأثر على هيئة تشكل قشرة الصدأ و قابليتها لمنع الصدأ. من البيانات المستخرجة من التجارب االتي أجريت, لوحظ أن معدل التآكل بسبب ثاني أكسيد الكربون مع النحت يتصرف بإختلاف مع تغير تركيز ثاني أكسيد الكربون المذاب بالماء (مقدر بالتعامل مع الحموضة), وجود حبيبات رمل صلبة, سرعة الإصطدام, و زاوية الإصطدام. وتبين لنا أن معدلات التآكل بسبب ثاني أكسيد الكربون مع النحت تقل مع إزدياد معيار الحموضة بسبب قلت تواجد أيونات الهيدروجين (H+). ولوحظ أيضا, أن أعلى معدلات التآكل بسبب ثاني أكسيد الكربون مع النحت سجلت عند زاوية إصطدام45° ,ماعدا بعض الحالات الإستثنائية. أكدت لنا التجارب أن معدلات التآكل بسبب ثاني أكسيد الكربون مع النحت تزداد مع زيادة سرعة الإصطدام في كلتا الحالتين مع أو بدون حبيبات رمل في السائل المتدفق. بالإضافة كل بيانات التآكل بسبب ثاني أكسيد الكربون مع النحت وضعت في معادلة جامعة تولسا بمعامل ترابط 98% و هذا المعامل العالي يأكد أن بيانات التجربة في هذا المشروع وضعت بشكل جيد جدا في معادلة تولسا

English Abstract

Availability of corrosive species and solid particles cannot be avoided in most of the oil and gas production facilities. CO2 gas can dissolve in free phase water and form carbonic acid (H2CO3). The presence of corrosive carbonic acid together with the sand particles can result in severe and unpredictable localized CO2 erosion-corrosion (EC). For this reason, CO2 EC performance of famous material API 5L X65 was studied. A modified flow loop was utilized to perform this study and produce CO2 erosion-corrosion (EC) databases. Important parameters to CO2 EC such as dissolved CO2 concentration (controlled by solution pH), presence of sand particles, impingement velocity; and impingement angle were varied to investigate the effect and observe the correlations of these parameters with relative to CO2 EC rates. Various experimental parameters were altered by repeating the experiments to cover the following conditions: three CO2 concentrations (represented in pH values 4.5, 5.0 & 5.5), two impingement velocities (8 & 16m/s), three impingement angles (15°, 45° & 90°); and with and without 2000ppm sand particles (avg. size of 191.1 µm). The duration of each experiment was fixed to be 3 hours in 0.2M NaCl solution at room temperature. Cross-sectional characterization investigation was conducted for the corrosion scales with utilizing FE-SEM, EDS and XRD. Also, corrosion scales phases were identified by using XRD and EDS methods. Cementite (Fe3C) and magnetite (Fe3O4) are two available phases were identified in the corrosion scales by XRD and EDS methods. FE-SEM results were able to show the average corrosion layer thicknesses on top of the tested specimens. For cases without sand particles, the corrosion scale thickness was increasing as the pH decreases with highest average corrosion scale thickness (~22.89µm) at pH 4.5. An intermediate average corrosion scales thicknesses were observed for the cases without sand at pH 5.5 (~11.74µm) and pH 5.0 (~13.36µm). However, the corrosion scales on specimen tested at pH 5.5 with sand showed the lowest average thickness (~6.63µm) due to sand erosion. It is worth mentioning that the pH value was found to influence the morphology of corrosion scale and its corrosion resistance. From our experimental data, CO2 EC rates were observed to behave differently with varying dissolved CO2 concentration (represented in pH value), impingement velocity, angle; and availability of sand particles. It was noted that CO2 EC rates were decreasing as the pH value increases due to less availability of H+ ions. Moreover, the highest CO2 EC rates were observed at 45° impingement angle, except for special cases. Also, CO2 EC rates were increasing as the impingement velocity increases and/or sand presence in jet fluid. In addition, all data for tested specimens with sand were fitted into Tulsa University Model with correlation cofficient higher than 98% which considered as a very good model fitting

Item Type: Thesis (Masters)
Subjects: Research
Research > Corrosion
Divisions: College Of Engineering Sciences > Electrical Engineering Dept
Committee Advisor: Dr. TOOR, IHSAN UL HAQ
Committee Members: Dr. BADR, HASSAN and Dr. BEN-MANSOUR, RACHED
Depositing User: ZAKARIYA ALASHWAN (g200628940)
Date Deposited: 11 May 2020 16:36
Last Modified: 11 May 2020 16:36
URI: http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/141535

Available Versions of this Item