Terlepas dari ketahanan korosi yang melekat pada pipa baja tahan karat, pipa baja tahan karat yang dipasang di lingkungan laut mengalami berbagai jenis korosi selama masa pakainya yang diharapkan. Korosi ini dapat menyebabkan emisi buronan, kehilangan produk, dan potensi risiko. Pemilik dan operator anjungan lepas pantai dapat mengurangi risiko korosi dengan menentukan bahan pipa yang lebih kuat yang memberikan ketahanan korosi yang lebih baik. Setelah itu, mereka harus tetap waspada saat memeriksa jalur injeksi bahan kimia, hidraulik dan impuls, serta instrumentasi proses dan peralatan penginderaan untuk memastikan korosi tidak mengancam integritas pipa yang terpasang dan membahayakan keselamatan.
Korosi lokal dapat ditemukan pada banyak platform, kapal, kapal, dan perpipaan di instalasi lepas pantai. Korosi ini dapat berupa korosi lubang atau celah, yang keduanya dapat mengikis dinding pipa dan menyebabkan pelepasan cairan.
Risiko korosi lebih besar ketika suhu pengoperasian aplikasi meningkat. Panas dapat mempercepat penghancuran film oksida pasif luar pelindung tabung, sehingga mendorong pembentukan korosi pitting.
Sayangnya, korosi pitting dan celah lokal sulit dideteksi, membuat jenis korosi ini lebih sulit untuk diidentifikasi, diprediksi, dan dirancang. Mengingat risiko ini, pemilik platform, operator, dan perancang harus berhati-hati saat memilih bahan pipa terbaik untuk aplikasi mereka. Pemilihan bahan adalah garis pertahanan pertama mereka terhadap korosi, jadi melakukannya dengan benar adalah penting. Untungnya, mereka dapat memilih menggunakan ukuran ketahanan korosi lokal yang sangat sederhana namun sangat efektif, Angka Ekuivalen Ketahanan Pitting (PREN). Semakin tinggi nilai PREN dari suatu logam , semakin tinggi ketahanannya terhadap korosi lokal.
Artikel ini akan meninjau bagaimana mengidentifikasi korosi pitting dan celah dan bagaimana mengoptimalkan pemilihan material tubing untuk aplikasi minyak dan gas lepas pantai berdasarkan nilai PREN material.
Korosi lokal terjadi di area kecil dibandingkan dengan korosi umum, yang lebih seragam pada permukaan logam. Korosi lubang dan celah mulai terbentuk pada pipa baja tahan karat 316 ketika film oksida pasif kaya kromium luar dari logam pecah karena paparan cairan korosif, termasuk air garam. Lingkungan laut lepas pantai dan darat yang kaya klorida, serta suhu tinggi dan bahkan kontaminasi permukaan pipa, meningkatkan potensi degradasi film pasivasi ini.
lubang.Korosi lubang terjadi ketika film pasivasi pada panjang pipa hancur, membentuk rongga kecil atau lubang di permukaan pipa. Lubang seperti itu cenderung tumbuh saat reaksi elektrokimia berlangsung, menyebabkan besi dalam logam larut ke dalam larutan di bagian bawah lubang. Besi terlarut kemudian akan berdifusi menuju bagian atas lubang dan mengoksidasi membentuk oksida besi atau karat. Saat lubang semakin dalam, reaksi elektrokimia mempercepat, mengintensifkan korosi, dan dapat menyebabkan perforasi dinding pipa dan menyebabkan kebocoran s.
Tubing lebih rentan terhadap korosi pitting ketika permukaan luarnya terkontaminasi (Gambar 1).Misalnya, kontaminasi dari operasi pengelasan dan penggilingan dapat merusak lapisan oksida pipa yang pasif, sehingga membentuk dan mempercepat korosi pitting. Hal yang sama berlaku untuk sekadar menangani kontaminasi dari pipa. Selain itu, saat tetesan air garam menguap, kristal garam basah yang terbentuk pada pipa melakukan hal yang sama untuk melindungi lapisan oksida dan dapat menyebabkan korosi pitting.Untuk mencegah jenis kontaminasi ini, jaga kebersihan pipa Anda dengan menyiramnya secara teratur dengan air bersih.
Gambar 1 – Pipa stainless steel 316/316L yang terkontaminasi dengan asam, air garam, dan endapan lainnya sangat rentan terhadap korosi pitting.
Korosi celah.Dalam kebanyakan kasus, lubang dapat dengan mudah diidentifikasi oleh operator.Namun, korosi celah tidak mudah dideteksi dan menimbulkan risiko yang lebih besar bagi operator dan personel. Biasanya terjadi pada pipa yang memiliki ruang sempit di antara material di sekitarnya, seperti pipa yang ditahan dengan klip atau pipa yang dipasang rapat berdampingan.Ketika air garam merembes ke dalam celah, larutan ferric chloride (FeCl3) yang diasamkan secara kimiawi agresif terbentuk di area tersebut dari waktu ke waktu dan menyebabkan korosi celah yang dipercepat (Gambar 2).Karena celah itu sendiri meningkat risiko korosi, korosi celah dapat terjadi pada suhu yang jauh lebih rendah daripada korosi pitting.
Gambar 2 – Korosi celah dapat terjadi antara pipa dan penopang pipa (atas) dan ketika pipa dipasang dekat dengan permukaan lain (bawah) karena pembentukan larutan besi klorida diasamkan yang agresif secara kimiawi di celah.
Korosi celah biasanya mensimulasikan korosi pitting pertama di celah yang terbentuk antara panjang pipa dan klip penyangga pipa. Namun, karena meningkatnya konsentrasi Fe++ dalam cairan di dalam rekahan, kawah awal menjadi lebih besar dan lebih besar hingga menutupi seluruh rekahan. Pada akhirnya, korosi celah dapat melubangi pipa.
Retak yang rapat adalah risiko korosi terbesar.Oleh karena itu, klem pipa yang membungkus sebagian besar keliling pipa cenderung menghadirkan risiko yang lebih besar daripada klem terbuka, yang meminimalkan permukaan kontak antara pipa dan klem. Teknisi perawatan dapat membantu mengurangi kemungkinan korosi celah yang menyebabkan kerusakan atau kegagalan dengan membuka klem secara teratur dan memeriksa permukaan pipa dari korosi.
Korosi lubang dan celah dapat dicegah dengan baik dengan memilih paduan logam yang tepat untuk aplikasi. Penentu harus melakukan uji tuntas untuk memilih bahan pipa yang optimal guna meminimalkan risiko korosi berdasarkan lingkungan pengoperasian, kondisi proses, dan variabel lainnya.
Untuk membantu penentu mengoptimalkan pemilihan material, mereka dapat membandingkan nilai PREN logam untuk menentukan ketahanannya terhadap korosi lokal. PREN dapat dihitung dari komposisi kimia paduan, termasuk kandungan kromium (Cr), molibdenum (Mo), dan nitrogen (N), sebagai berikut:
PREN meningkat dengan kandungan elemen tahan korosi kromium, molibdenum, dan nitrogen dalam paduan. Hubungan PREN didasarkan pada suhu lubang kritis (CPT) – suhu terendah di mana korosi lubang diamati – untuk berbagai baja tahan karat dalam kaitannya dengan komposisi kimia. Pada dasarnya, PREN sebanding dengan CPT. Oleh karena itu, nilai PREN yang lebih tinggi menunjukkan ketahanan lubang yang lebih tinggi. Peningkatan kecil PREN hanya setara dengan peningkatan kecil CPT dibandingkan dengan paduan, sedangkan peningkatan besar dalam PREN menunjukkan peningkatan kinerja yang lebih signifikan untuk CPT yang jauh lebih tinggi.
Tabel 1 membandingkan nilai PREN dari berbagai paduan yang biasa digunakan dalam aplikasi minyak dan gas lepas pantai. Ini menunjukkan bagaimana spesifikasi dapat secara signifikan meningkatkan ketahanan korosi dengan memilih paduan pipa kelas yang lebih tinggi. PREN hanya meningkat sedikit saat beralih dari baja tahan karat 316 ke 317. Untuk peningkatan kinerja yang signifikan, idealnya digunakan baja tahan karat super austenitik 6 Mo atau baja tahan karat super dupleks 2507.
Konsentrasi nikel (Ni) yang lebih tinggi dalam baja tahan karat juga meningkatkan ketahanan terhadap korosi. Namun, kandungan nikel pada baja tahan karat bukan bagian dari persamaan PREN. Bagaimanapun, seringkali bermanfaat untuk menentukan baja tahan karat dengan konsentrasi nikel yang lebih tinggi, karena elemen ini membantu mempasifkan ulang permukaan yang menunjukkan tanda-tanda korosi lokal. Nikel menstabilkan austenit dan mencegah pembentukan martensit saat membengkokkan atau menarik dingin 1/8 pipa keras. Martensit adalah fase kristal yang tidak diinginkan pada logam yang mengurangi ketahanan baja tahan karat terhadap lokal korosi dan retak tegangan yang diinduksi oleh klorida. Kandungan nikel yang lebih tinggi minimal 12% dalam 316/316L juga diinginkan untuk aplikasi yang melibatkan gas hidrogen bertekanan tinggi. Konsentrasi nikel minimum yang diperlukan untuk baja tahan karat 316/316L dalam spesifikasi standar ASTM adalah 10%.
Korosi lokal dapat terjadi di mana saja pada pipa yang digunakan di lingkungan laut. Namun, korosi lubang lebih mungkin terjadi di area yang sudah terkontaminasi, sedangkan korosi celah lebih mungkin terjadi di area dengan celah sempit antara pipa dan perangkat keras pemasangan. Menggunakan PREN sebagai dasar, penentu dapat memilih paduan pipa terbaik untuk meminimalkan risiko segala jenis korosi lokal.
Namun, perlu diingat bahwa ada variabel lain yang dapat mempengaruhi risiko korosi.Misalnya, suhu mempengaruhi ketahanan pitting dari stainless steel.Untuk iklim laut yang panas, 6 molybdenum super austenitic atau 2507 super duplex pipa stainless steel harus dipertimbangkan secara serius karena bahan ini memiliki ketahanan yang sangat baik terhadap korosi lokal dan retak stres klorida.Untuk iklim yang lebih dingin, pipa 316/316L mungkin cukup, terutama jika sejarah penggunaan yang sukses telah ditetapkan.
Pemilik dan operator anjungan lepas pantai juga dapat mengambil langkah-langkah untuk meminimalkan risiko korosi setelah pipa dipasang. Mereka harus menjaga pipa tetap bersih dan menyiram dengan air bersih secara teratur untuk mengurangi risiko korosi lubang. Mereka juga harus meminta teknisi pemeliharaan membuka klem pipa selama inspeksi rutin untuk mencari keberadaan korosi celah.
Mengikuti langkah-langkah yang diuraikan di atas, pemilik anjungan dan operator dapat mengurangi risiko korosi tabung dan kebocoran terkait di lingkungan laut, meningkatkan keselamatan dan efisiensi, sekaligus mengurangi kemungkinan hilangnya produk atau pelepasan emisi yang tidak terkendali.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok Company.He can be reached at bradley.bollinger@swagelok.com.
Journal of Petroleum Technology adalah majalah unggulan dari Society of Petroleum Engineers, yang memberikan pengarahan dan fitur otoritatif tentang kemajuan dalam teknologi eksplorasi dan produksi, masalah industri minyak dan gas, dan berita tentang SPE dan anggotanya.