Terlepas dari ketahanan korosi yang melekat pada pipa baja tahan karat, pipa baja tahan karat yang dipasang di lingkungan laut dapat mengalami berbagai jenis korosi selama masa pakai yang diharapkan.Korosi ini dapat menyebabkan emisi buronan, kerugian produk, dan potensi risiko.Pemilik anjungan lepas pantai dan operator dapat mengurangi risiko korosi dengan menentukan bahan pipa yang lebih kuat dari awal untuk ketahanan korosi yang lebih baik.Setelah itu, mereka harus tetap waspada saat memeriksa jalur injeksi bahan kimia, jalur hidrolik dan impuls, serta instrumentasi proses dan instrumentasi untuk memastikan bahwa korosi tidak mengancam integritas pipa yang terpasang atau membahayakan keselamatan.
Korosi lokal dapat ditemukan di banyak anjungan, kapal, kapal, dan jaringan pipa lepas pantai.Korosi ini dapat berupa korosi pitting atau celah, yang keduanya dapat mengikis dinding pipa dan menyebabkan keluarnya cairan.
Risiko korosi meningkat seiring dengan meningkatnya suhu pengoperasian aplikasi.Panas dapat mempercepat degradasi film oksida pasif luar pelindung tabung, sehingga mendorong pitting.
Sayangnya, korosi pitting dan celah lokal sulit untuk dideteksi, sehingga sulit untuk mengidentifikasi, memprediksi, dan merancang jenis korosi ini.Mengingat risiko ini, pemilik anjungan, operator, dan pihak yang ditunjuk harus berhati-hati dalam memilih material jalur pipa terbaik untuk aplikasi mereka.Pemilihan material adalah garis pertahanan pertama mereka terhadap korosi, jadi melakukannya dengan benar sangatlah penting.Untungnya, mereka dapat menggunakan ukuran ketahanan korosi lokal yang sangat sederhana namun sangat efektif, Pitting Resistance Equivalent Number (PREN).Semakin tinggi nilai PREN suatu logam, semakin tinggi ketahanannya terhadap korosi lokal.
Artikel ini akan membahas cara mengidentifikasi korosi pitting dan celah dan cara 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 di atas permukaan logam.Korosi lubang dan celah mulai terbentuk pada pipa baja tahan karat 316 ketika film oksida pasif kaya kromium luar dari logam pecah oleh paparan cairan korosif, termasuk air garam.Lingkungan laut yang kaya akan klorida, serta suhu tinggi dan bahkan kontaminasi permukaan tabung, meningkatkan kemungkinan degradasi film pasivasi ini.
pitting Korosi pitting terjadi ketika film pasivasi pada bagian pipa rusak, membentuk rongga atau lubang kecil di permukaan pipa.Lubang seperti itu cenderung tumbuh sebagai reaksi elektrokimia berlangsung, akibatnya besi dalam logam larut dalam larutan di bagian bawah lubang.Besi terlarut kemudian akan berdifusi ke bagian atas lubang dan teroksidasi membentuk oksida besi atau karat.Saat lubang semakin dalam, reaksi elektrokimia semakin cepat, korosi meningkat, yang dapat menyebabkan perforasi dinding pipa dan menyebabkan kebocoran.
Tabung lebih rentan terhadap pitting jika permukaan luarnya terkontaminasi (Gambar 1).Misalnya, kontaminan dari operasi pengelasan dan penggilingan dapat merusak lapisan oksida pasivasi pipa, sehingga membentuk dan mempercepat pitting.Hal yang sama berlaku hanya untuk menangani polusi dari pipa.Selain itu, saat tetesan garam menguap, kristal garam basah yang terbentuk di pipa melindungi lapisan oksida dan dapat menyebabkan 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 asam, garam, dan endapan lainnya sangat rentan terhadap pitting.
korosi celah.Dalam kebanyakan kasus, pitting dapat dengan mudah dideteksi oleh operator.Namun, korosi celah tidak mudah dideteksi dan menimbulkan risiko yang lebih besar bagi operator dan personel.Hal ini biasanya terjadi pada pipa yang memiliki celah sempit di antara material di sekitarnya, seperti pipa yang dijepit dengan klem atau pipa yang rapat satu sama lain.Ketika air garam merembes ke dalam celah, seiring waktu, larutan besi klorida diasamkan yang agresif secara kimiawi (FeCl3) terbentuk di area ini, yang menyebabkan percepatan korosi pada celah (Gbr. 2).Karena korosi celah pada dasarnya meningkatkan risiko korosi, korosi celah dapat terjadi pada suhu yang jauh lebih rendah daripada lubang.
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 tersebut.
Korosi celah biasanya mensimulasikan lubang pertama di celah yang terbentuk antara bagian pipa dan kerah penyangga pipa.Namun, karena peningkatan konsentrasi Fe ++ dalam cairan di dalam rekahan, corong awal menjadi semakin besar hingga menutupi seluruh rekahan.Pada akhirnya, korosi celah dapat menyebabkan perforasi pipa.
Retak padat mewakili risiko korosi terbesar.Oleh karena itu, klem pipa yang melingkari sebagian besar lingkar pipa cenderung lebih berisiko daripada klem terbuka, yang meminimalkan permukaan kontak antara pipa dan klem.Teknisi servis dapat membantu mengurangi kemungkinan kerusakan atau kegagalan korosi celah dengan membuka perlengkapan secara teratur dan memeriksa permukaan pipa dari korosi.
Korosi lubang dan celah dapat dicegah dengan memilih paduan logam yang tepat untuk aplikasi spesifik.Penentu harus melakukan uji tuntas dalam memilih bahan perpipaan yang optimal untuk meminimalkan risiko korosi, tergantung pada lingkungan pengoperasian, kondisi proses, dan variabel lainnya.
Untuk membantu penentu mengoptimalkan pilihan material mereka, mereka dapat membandingkan nilai PREN logam untuk menentukan ketahanannya terhadap korosi lokal.PREN dapat dihitung dari 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.Rasio PREN didasarkan pada suhu lubang kritis (CPT) – suhu terendah di mana lubang terjadi – untuk berbagai baja tahan karat tergantung pada komposisi kimianya.Intinya, PREN sebanding dengan CPT.Oleh karena itu, nilai PREN yang lebih tinggi menunjukkan resistensi pitting yang lebih tinggi.Peningkatan kecil pada PREN setara dengan hanya peningkatan kecil pada CPT dibandingkan dengan paduan, sedangkan peningkatan besar pada PREN menunjukkan peningkatan kinerja yang signifikan dibandingkan CPT yang jauh lebih tinggi.
Tabel 1 membandingkan nilai PREN untuk berbagai paduan yang biasa digunakan dalam industri minyak dan gas lepas pantai.Ini menunjukkan bagaimana spesifikasi dapat sangat meningkatkan ketahanan korosi dengan memilih paduan pipa berkualitas lebih tinggi.PREN sedikit meningkat dari 316 SS menjadi 317 SS.Super Austenitic 6 Mo SS atau Super Duplex 2507 SS ideal untuk peningkatan kinerja yang signifikan.
Konsentrasi nikel (Ni) yang lebih tinggi pada baja tahan karat juga meningkatkan ketahanan terhadap korosi.Namun, kandungan nikel pada baja tahan karat bukan merupakan bagian dari persamaan PREN.Bagaimanapun, seringkali menguntungkan untuk memilih baja tahan karat dengan kandungan nikel yang lebih tinggi, karena elemen ini membantu mereparasi permukaan yang menunjukkan tanda-tanda korosi lokal.Nikel menstabilkan austenit dan mencegah pembentukan martensit saat menekuk atau menarik dingin 1/8 pipa kaku.Martensit adalah fase kristal yang tidak diinginkan dalam logam yang mengurangi ketahanan baja tahan karat terhadap korosi lokal serta retak tegangan akibat klorida.Kandungan nikel yang lebih tinggi minimal 12% dalam baja 316/316L juga diinginkan untuk aplikasi gas hidrogen bertekanan tinggi.Konsentrasi nikel minimum yang diperlukan untuk baja tahan karat ASTM 316/316L adalah 10%.
Korosi lokal dapat terjadi di mana saja dalam pipa yang digunakan di lingkungan laut.Namun, lubang lebih mungkin terjadi di area yang sudah terkontaminasi, sedangkan korosi celah lebih mungkin terjadi di area dengan celah sempit antara pipa dan peralatan instalasi.Dengan menggunakan PREN sebagai dasar, specifier dapat memilih kelas pipa terbaik untuk meminimalkan risiko segala jenis korosi lokal.
Namun, perlu diingat bahwa ada variabel lain yang dapat mempengaruhi risiko korosi.Misalnya, suhu memengaruhi ketahanan baja tahan karat terhadap pitting.Untuk iklim maritim yang panas, baja super austenitik 6 molibdenum atau pipa baja tahan karat super dupleks 2507 harus dipertimbangkan secara serius karena bahan ini memiliki ketahanan yang sangat baik terhadap korosi lokal dan retak klorida.Untuk iklim yang lebih dingin, pipa 316/316L mungkin cukup, terutama jika ada riwayat penggunaan yang berhasil.
Pemilik dan operator anjungan lepas pantai juga dapat mengambil langkah-langkah untuk meminimalkan risiko korosi setelah pipa dipasang.Mereka harus menjaga kebersihan pipa dan menyiramnya secara teratur dengan air bersih untuk mengurangi risiko lubang.Mereka juga harus meminta teknisi pemeliharaan membuka klem selama inspeksi rutin untuk memeriksa korosi celah.
Dengan mengikuti langkah-langkah di atas, pemilik anjungan dan operator dapat mengurangi risiko korosi pipa dan kebocoran terkait di lingkungan laut, meningkatkan keselamatan dan efisiensi, serta mengurangi kemungkinan hilangnya produk atau emisi yang tidak terkendali.
Brad Bollinger is the Oil and Gas Marketing Manager for Swagelok. He can be contacted at bradley.bollinger@swagelok.com.
Journal of Petroleum Technology, jurnal utama dari Society of Petroleum Engineers, memberikan pengarahan resmi dan artikel tentang kemajuan teknologi hulu, masalah industri minyak dan gas, dan berita tentang SPE dan anggotanya.