Skip to main content

Corrossion at CO2 Pipeline

"Korosi yang ditimbulkan oleh CO2 dikenal sebagai "sweet corrosion", CO2 lebih soluble dalam air 36 kali dibanding dengan oksigen pada 25 degC. Ketika makhluk ini larut dalam air, beliau akan membentuk carbonic acid. Pasti akan menurunkan pH dan tentunya korosivitas meningkat, karena dalam reaksinya, tiap satu mol carbonic acid akan melepaskan 2 mol atom hydrogen positif...dan eng ing eng...2 mol H+ ini akan menarik Fe dari pipa dengan membentuk FeCO3 dan gas H2. Reaksi sederhananya: Fe + H2O + CO2 ==> FeCO3 + H2 "


Tanya - rijanto budi utomo

All,
Saya ada problem perpipaan di CO2 plant.
Dalam setahun ini terjadi 2 kali failure, yang terakhir malah baru 2 bulan diganti outer pipe-nya sudah bocor lagi, dan inner pipe-nya juga sudah korosi.
Pada bagian annulus ditemukan endapan yang mengandung sulphur. Dari hasil uji sample pipa (etching) di Puspiptek, diidentifikasi terjadi catastrophic corrossion yg diakibatkan penetrasi senyawa sulfida (masih belum ada final report-nya)

Berhubung dulu sempat dapat PBT dan ilmu logam hanya di semester awal saja, dan bukunya juga ketinggalan di Surabaya, mungkin rekan-rekan bisa Bantu sharing ilmu:

1.Senyawa sulfida jenis apa saja yang bisa mengakibatkan korosi sedemikian rupa ?
Note : Kalau tahu unsure pembentuk sulfida-nya , mungkin kita bisa melakukan pencegahan di sisi upstream-nya.

2.Jenis material apa yang cocok utk kondisi operasi dgn kadar sulphur tinggi dan impurities lain seperti Chlor dll ?
Note: ada yg menyarankan pakai Incoloy, tapi dari sisi ekonomis kurang menarik, karena Pay Back Period bakal lama

3.Untuk jenis pipa Material : SS316 sch 40 Steel grade : SANDVIK 5R60H apakah yang beredar di pasaran ada yang off spec/ palsu ?
Note: Pipa yg terakhir dikirim tanpa disertai MSDS (urgent), 2 bulan langsung failure

Berikut data pipa dan Ops parameter
Outer Pipe
Pipe Dia.= 3"
Material : SS316 sch 40
Steel grade : SANDVIK 5R60H

Inner Pipe
Pipe Dia.= 1 1/2"
Material : SS316 sch 40
Steel grade : SANDVIK 5R60H

Gas yg lewat inner pipe : Raw CO2
Inlet = 50 deg C, 25.5 barg
Outlet = 400 deg C, 24 barg

Gas yg lewat outer pipe/ annulus : CO2 product
Inlet = 510 deg C, 25 barg
Outlet = 110 deg C, 24 barg

FYI, Untuk system ini kita menggunakan catalyst ZnO yang menyerap kandungan sulphur di raw CO2 (menjadi ZnS) , dari rekan-rekan chemical katanya ada kemungkinan reaksi reversible dari ZnS menjadi ZnO bila ada kontak dengan oksigen, gas S yang terbentuk akan mengalami sublimasi menjadi padat di daerah pipa yg relatif dingin (tapi dicek tidak ada indikasi kebocoran O2 ke dalam system).


Tanggapan 2 - farabirazy albiruni


Pak Dony, saya coba share sedikit...

1. Memang ada kemungkinan kegagalan pipa disebakan akibat sulfidasi bila ada senyawa seperti H2S, SO2, atau sulfur vapour masuk ke dalam sistem. Yang perlu diingat, rate sulfidasi akan semakin menurun dengan semakin tingginya kadar Cr dalam material pipa. Disamping Cr, adanya Si dalam logam juga turut meningkatkan resistansi terhadap sulfidasi. Jadi, coba dicek dulu komposisi pipa yang gagal, apakah kadar Cr-nya sudah sesuai dengan spek yang disarankan.

2. Adanya endapan sulfida, belum otomatis mengindikasikan kegagalan disebabkan oleh sulfidasi. Dengan melihat proses selama operasi, ada kemungkinan juga disebabkan oleh karburasi dan metal dusting.

3. Kalo ada foto bentuk korosinya, tolong di-upload sehingga bisa kelihatan karakter korosinya.


Tanggapan 3 - Adhia "James" Utama

Pak Rico,

Pertama yang harus dipahami adalah proses korosinya dulu, dalam sistem rekan anda yang notabene sistem CO2, korosi merupakan hal yang sangan lazim...apalagi tanpa treatment khusus untuk mengatasi korosi.

Korosi yang ditimbulkan oleh CO2 dikenal sebagai "sweet corrosion", CO2 lebih soluble dalam air 36 kali dibanding dengan oksigen pada 25 degC. Ketika makhluk ini larut dalam air, beliau akan membentuk carbonic acid. Pasti akan menurunkan pH dan tentunya korosivitas meningkat, karena dalam reaksinya, tiap satu mol carbonic acid akan melepaskan 2 mol atom hydrogen positif...dan eng ing eng...2 mol H+ ini akan menarik Fe dari pipa dengan membentuk FeCO3 dan gas H2. Reaksi sederhananya: Fe + H2O + CO2 ==> FeCO3 + H2

Faktor2 yang sangat membantu korosi dengan pengaruh CO2 adalah tekanan, suhu, pH, dan komposisi (sifat kimia) air. Tekanan umumnya jadi faktor yang bisa mengontrol korosi, terutama hubungannya dengan tekanan parsial CO2. Sebagai gambaran (API guidelines):
1. Sistem dengan tekanan parsial CO2 diatas 30psi mengindikasikan bahwa korosi adalah sesuatu yang pasti.
2. Sistem dengan tekanan parsial 7-30psi, korosi mungkin terjadi.
3. Sistem dengan tekanan parsial dibawak 7 psi, umumnya tidak terjadi korosi.
Solubility CO2 berbanding terbalik dengan perubahan temperature.

Satu hal lagi, dalam kasus rekan anda ditemukan senyawa sulfida....ini hampir pasti H2S...karena jarang2 gas sulfida lain exist... H2S memberikan andil yang luar biasa besar dalam korosi...bahkan jauh lebih besar dari CO2, apabila digabung H2S dan CO2.... WOW!!! JACKPOT!!! Semua masalah korosi umumnya dimulai dari keberadaan dua makhluk ini... Sebagai gambaran, H2S kelarutan dalam air 70 kali dari pada oksigen. Korosi jenis ini biasanya disebut "sour corrosion". H2S bikin korosi pada pipa dengan tiga mekanisme...eng ing eng, apakah itu???
1. Acid attack...reaksi gampangnya:
H2S + Fe ==> FexSy + 2H
Lagi-lagi beliau menghasilkan corrosion by-product dan atom hidrogen...pH sistem jelas akan turun, dan one thing 4 sure, corrosivity increase juga...hehehehe...
2. Galvanic attack...Iron sulfide merupakan produk yang paling insoluble dan cenderung membentuk deposit dalam sistem pipa. Iron sulfide merupakan katoda bagi steel and so stimulate the generation of an electric circuit, yang pada akhirnya akan menyerang si besi pipa...
3. Hydrogen attack
Hidrogen bisa berdifusi through si pipa dan pada saat yang sama akan membentuk ion hidrogen (as described above H+ promote corrosion).

Nah...(best part of it)...untuk corrosion preventingnya anda bisa pake beberapa metode...
1. Gunakan appropriate corrosion resistant materials for construction
2. Coatings, Linings, etc
3. Cathodic protection
4. Chemical corrosion inhibitor

Kebetulan saya kerja di Nalco, ya...rekomendasi saya sey...pake chemical...hehehehe (does it consider as a promotion?)

Mungkin untuk sementara itu dulu yah...klo mungkin ada diskusi lebih lanjut, saya akan sangat senang untuk bergabung...


Tanggapan 4 - Jimmy OC jimoc


Dear all,

Hanya coba suggest, kalo diganti material incolloy tidak ekonomis kenapa tidak dicoba ganti dengan Duplex?
Kebetulan saat ini saya sedang menangani proyek yg berkaitan dgn korosi H2S untuk kebutuhan pengelasannya. 

Comments

  1. saya juga menjumpai hal yang sama mengenai masalah korosi karena H2S....
    yang pengin saya tanyakan, kenapa korosi di line air lebih cepat dibanding korosi di line gas, padahal kandungan H2S di line gas lebih besar dibanding di line air..
    Mohon bantuannya

    ReplyDelete

Post a Comment

Popular posts from this blog

DOWNLOAD BUKU: THE TRUTH IS OUT THERE KARYA CAHYO HARDO

  Buku ini adalah kumpulan kisah pengalaman seorang pekerja lapangan di bidang Migas Ditujukan untuk kawan-kawan para pekerja lapangan dan para sarjana teknik yang baru bertugas sebagai Insinyur Proses di lapangan. Pengantar Penulis Saya masih teringat ketika lulus dari jurusan Teknik Kimia dan langsung berhadapan dengan dunia nyata (pabrik minyak dan gas) dan tergagap-gagap dalam menghadapi problem di lapangan yang menuntut persyaratan dari seorang insinyur proses dalam memahami suatu permasalahan dengan cepat, dan terkadang butuh kecerdikan – yang sanggup menjembatani antara teori pendidikan tinggi dan dunia nyata (=dunia kerja). Semakin lama bekerja di front line operation – dalam hal troubleshooting – semakin memperkaya kita dalam memahami permasalahan-permasalahan proses berikutnya. Menurut hemat saya, masalah-masalah troubleshooting proses di lapangan seringkali adalah masalah yang sederhana, namun terkadang menjadi ruwet karena tidak tahu harus dari mana memulainya. Hal ters...

Leak Off Test

Prinsipnya LOT (leak off test) dilakukan untuk menentukan tekanan dimana formasi mulai rekah. Tujuannya: 1. Menentukan MASP (Max. Allowable Surface Pressure). Yaitu batasan max surface pressure yg boleh kita terapkan selama drilling operation, tanpa mengakibatkan formasi rekah (fracture). 2. Dengan mengetahui MASP, berarti juga kita bisa mengetahui Max. mud weight yg boleh kita terapkan selama drilling operation, tanpa mengakibatkan formasi rekah (fracture). 3. Menentukan Kick Tolerance. Yaitu maximum kick size yg masih bisa kita tolerir untuk dihandle. Parameter ini nantinya juga berperan untuk menentukan depth casing shoe yang aman dari sudut pandang well control issue. 4. Mengecek kualitas sealing antara cement dengan casing Tanya - BGP HSESupv. BGP.HSESupv@petrochina Dear all Saat masih di rig dulu saya sering mendengar istilah leak off test. dimana step2nya kira kira sebagai berikut 1. Cementing Job 2. TSK ,masuk string dan bor kurang lebih 3 meter dibawah shoe. 3. dilakukan ...

Shutdown System

Apa yang membedakan antara PSD dan ESD? Secara umum keduanya berfungsi "membawa" sistem pemroses ke "keadaan yang lebih aman". Namun secara spesifik PSD lebih ditujukan kepada sebab sebab Process Specific seperti: Overpressure di bagian hilir kompressor, temperatur tinggi di heater untuk fuel gas, level yang terlau rendah di slug catcher, dst. Sementara ESD lebih ditujukan untuk menanggulangi dampak dari suatu kejadian yang sudah terjadi: misalnya gas yang telah bocor, kebakaran kecil di technical room, kebocoran minyak di pipeline, dst. Kedua jenis shutdown ini dapat pula dipicu oleh spurious trip atau gagalnya sistem shutdown tanpa sebab sebab yang diketahui dengan jelas. lebih rendah levelnya dari PSD ialah USD, atau Unit shutdown. Perlu dicamkan penamaan bisa berbeda beda antar company, misalnya ada yang menyebutnya sebagai ESD1, ESD2, ESD3 dan seterusnya, ada yang menyebutkannya sebagai ESD, PSD, USD dan seterusnya. Tidak penting, yang penting pahami betul fi...