Corrosion Monitoring

CORROSION MONITORING IN

OIL & GAS INDUSTRY

SEONYEOB LI GS ENGINEERING & CONSTRUCTION, CO., LTD. PLANT PROCESS ENGINEERING TEAM

21 JUNE 2012

CAUSES OF FAILURE IN REFINING & PETROCHEMICAL PLANTS IN JAPAN (2004)

“Comparing the 2004 survey results with data from a similar 1984 survey  Comparing the 2004 survey results with data from a similar 1984 survey  shows the situation appears unchanged over the past 20 years.”

Source: R.D. Kane, Chemical Engineering, June 2007

MATERIAL SELECTION - REALITY   

Compromise between expensive CRA’s and less expensive, more available metal  susceptible to corrosion. susceptible to corrosion Corrosion of CRA’s during upset conditions A more proactive (realtime) approach to corrosion mitigation is needed, e.g.,  corrosion monitoring

WHAT IS “CORROSION MONITORING”? The practice carried out to assess and predict the  corrosion behavior  in operating plant and equipment

DEVELOPMENT OF MONITORING PLAN 1.

It shall be included in the detailed design stage of plant and facilities.

2.

Corrosion Risk Assessment (system by system base) 1) 2) 3) 4)

3 3.

Process stream parameters Specific corrosion mechanisms or modes of attack likely to occur Corrosion rate estimation Consequences of system failures

Development of corrosion monitoring plan 1) 2) 3) 4)

Monitoring system design including types, locations and orientation Prescribed monitoring frequency Monitoring procedures Allocation of responsibility 

OBJECTIVES OF CORROSION MONITORING  Diagnosis of corrosion problem  Monitoring corrosion control methods  Advanced warning of system upsets leading to corrosion damage  Invoking process control  Determination of inspection and/or maintenance schedules  Estimating service life of equipment g q p

CORROSION MONITORING SYSTEM DESIGN

Design process included the establishment of  the type, location  and orientation of devices and sampling ports in the facility.

PROBE LOCATION – GENERAL RULES 

Positions where water will condense, pool or impinge. 

For long horizontal pipe runs, e.g., at the bottom of a pipeline  In fluid streams with suspended solids,  there is a risk of solids accumulating in the  access fitting located in positions between 3 and 9 O’clock, which cause probe sealing  problems. problems



Positions of special sensitivity where turbulence, velocity mixing, temperature of  pH etc. may be of concern.  H     b   f    

Access fitting should be located a minimum distance of seven pipe diameters  downstream and a minimum of three pipe diameters upstream of any changes in flow  caused by bends  reducers  valves  orifice plates  thermowells  etc caused by bends, reducers, valves, orifice plates, thermowells, etc.  If access fittings are installed in pairs there should be a minimum distance of 1 m (3 ft)  between each fitting.  If the monitoring devices are intrusive and comprise a probe and a coupon holder, the  If the monitoring devices are intrusive and comprise a probe and a coupon holder  the  probe should be located in the upstream fitting to minimize turbulence around the  second monitoring device.

PROBE LOCATION – GENERAL RULES 

Positions where upsets may occur, i.e., after chemical injection, acid  concentration or separation   concentration or separation.  

Production chemicals, corrosion inhibitors, scale inhibitors, oxygen scavengers, etc.  “Corrosion monitoring devices should be placed at a minimum of five pipe diameters  downstream of treatment chemical injection points ” downstream of treatment chemical injection points.

 

Positions where there are concentrations of corrosive species. Positions where abrupt changes occur such as plant metallurgy, process fluids, etc.  



Positions where process stream change such as pressure, temperature, flow rate, etc. are prevalent.

Positions where from experience the highest corrosion rates would be expected.

LOCATIONS - GUIDELINES 

NACE RP 0775 “In In lines handling wet gas, gas water can accumulate at changes in the line elevation as depicted in Figure 8. 8 Corrosion may be accelerated where water has accumulated. Coupons in such systems must be located where they will be water‐wet to correlate with corroding areas. Coupons located in the vapor phase could indicate only slight corrosion when water‐wet areas are corroding severely.”

LOCATIONS – NACE RP0497

EXAMPLE OF PROBE INSTALLATION (FOR COLUMN TRAY MONITORING)

PROBE LOCATION

MONITORING DEVICE ACCESS  The probe and coupon monitoring devices should be available without 

th   the need to shut down the facility. d t   h t d  th  f ilit  For systems of less than 10 bar(g) (150 psig), low pressure DN 25 (NPS 1) 

access fittings can be employed.  For high pressure systems, 10‐137 bar(g) (150‐2 000 psig) this shall be  achieved by the use of proprietary DN 50 (NPS 2) access fittings.  Selected location shall have adequate clearance for the operation of the 

retrieval tool; otherwise, the access fitting is unusable.

CORROSION DATA QUALITY  Generally, the information from a single type of corrosion monitoring 

method should not be relied upon to provide a full understanding of the  corrosion environment of interest.  For any monitoring program, control checks should be included to ensure  reliability of the data. reliability of the data    

Duplicate devices Correlation with inspection results Comparison between direct and indirect monitoring data Correlating data with visual inspection results taken out of service

 Validation  If important damage mechanisms are transient, does the monitoring device  identify and/or record them?   If timely awareness of excessive corrosion rates or excessive metal loss is  needed, is the monitoring device providing information in the right time scale?   Is the monitoring system identifying the morphology of interest?

We eight loss  cou upon

ER  probes

LPR R probes

Field Signature  Me ethod (FSM)

San nd Monitoring  Devvices

Gallvanic probes

Hyd drogen probes pattch

pH6

Dissolved gasses

Dissolved solids

Baccteria  mo onitoring

GENERAL GUIDE ON APPLICATION OF CORROSION MONITORING TECHNIQUES

Seawater injection and cooling system

○

○5

○4

○

○

○

X

○

O2

○

○

Produced water treatment and injection systems

○

○

○

○

○

X

○

○

O2, CO2, H2S

○

○

q water Aquifer

○

○

○1

○

○

X

X

○

CO O2, H2S

○

○

Effluent water

○

○

○

○

X

○2

X

○

O2

○

○

Boiler feedwater and stream condensate

○

○

○

○

X

○2

X

○

O2

○

X

Multiphase flow with water

○

○

○3

○

○

○2

○

○

X

○

○

Unstabilized crude oil

○

○

X

○

X

X

○

X

CO2, H2S

X

X

Hydrocarbon gas

○

○

X

○

X

X

○

X

X

X

X

Fractionation units, CDU, and pipework

○

○

X

○

X

X

○

X

O2

X

X

FCCU  reactor col mns FCCU, reactor columns

○

○

X

○

X

X

○

X

X

X

X

Solvent extraction units, amine/caustic treaters and  piping

○

○

X

○

X

X

X

○

O2

X

X

Vacuum towers, regenerators, process units, and  pipework p p

○

○

X

○

X

X

X

○

O2

X

X

Storage vessels/tanks with separated water bottoms

○

○

X

○

X

X

X

○

CO2, H2S

X

○

○ : possible application, X: Not applicable,  1: Depends on water quality. Unsuitable if there is low ion content, strong scaling tendency, or other forms of electrode contamination are possible 2: may be used if oxygen content are high, 3: only in water cuts above ca. 10%‐20%, 4: Depends on water quality. Unsuitable if there is biofliming tendency 5: Intrusive probe preferred. Flush mounted probe unsuitable if there is biofilming tendency, 6: only in aqueous phase is present

Source: BP GP 06-70

TYPES OF MONITORING METHODS

Intrusive*3

Direct*1

Indirect*1

Corrosion coupons Electrical resistance (ER) Linear polarization resistance (LPR)

On‐line pH or water analysis Internal hydrogen flux probes

Non‐intrusive

Ultrasonic testing Radiography External hydrogen flux probes Analysis of water samples obtained  y p through an existing valve Surface patch hydrogen probes

*1 To measure a direct result of corrosion. *2 To measure an outcome of the corrosion process *3 To require entry into the process stream

Of the techniques listed above, corrosion coupons, ER and LPR Of th  t h i  li t d  b   i    ER  d LPR form the core of industrial corrosion  f  th     f i d t i l  i   monitoring systems.

MONITORING METHODS

Corrosion coupon

LPR probe

Bioprobe for monitoring bacteria Source: Alabama Specialty Products, www.metalsamples.com

Electrical resistance probe

17

FLUSH TYPE VS. INTRUSIVE TYPE

18

DIRECT INTRUSIVE TECHNIQUES  Flush mounted monitoring device  Simulation of processes that occur at the wall surface.  Corrosion in low water cut situations (wet oil), water dropout (wet gas),  under‐deposit corrosion, and areas where water condenses.  Susceptible to fouling (can be ignored in turbulence locations)  Intrusive probes  Overall corrosivity of streams rather than more specific environments  Process upsets in a single phase, high wall shear stresses, “ worst case” situations  For clean water steams  Cannot be used in lines that are pigged, or must be drawn before pigging. p gg , p gg g

CORROSION ((WEIGHT LOSS) COUPONS  

The method involves exposing a specimen of material of interest (the coupon) to a  process environment for a given duration, then removing the specimen for analysis.  The basic measurement is weight loss; the weight loss taking place over the period of  exposure being expressed as corrosion rate.



The simplicity of the measurement is such that the coupon technique forms the  baseline method of measurement in many corrosion monitoring programs.



Typically, a 90‐day duration test (for pressure retrieval coupons), which gives basic  corrosion rate measurements as a frequency of four times per year.  

NACE RP0497: a minimum exposure duration (h) = 50/[expected corrosion rate (mm/y)] Shutdowns or process interruption

ASTM G58

“C” C Ring – ASTM G38

INHIBITOR COMPARISON USING COUPONS (OIL WELL) FLOW

35 ppm Water Soluble Chemical

35 ppm

25 ppm

Oil Soluble Chemical

CORROSION RATE FROM COUPON DATA  Simplest and most reliable technique for corrosion rate determination is 

th  W i ht L  T h i the Weight Loss Technique. Corrosion Rate = [mass loss]/[(exposed surface area] ∙ [time]) p or = Average corrosion penetration depth/time = (mass/density/surface area/time)  (mass/density/surface area/time)  Common Corrosion Rate Units  gmd: grams of metal loss per square meter per day (mdd)  mm/y: average millimeters penetration per year  mpy: average mils penetration per year, 1 mil  mpy: average mils penetration per year  1 mil = 0  0.001 inch) 001 inch)

NACE RP 0775 CORROSION RATES GUIDELINES Generall (mm/y)

Max. Pitting (mm/y)

Corrosion Rating

 0.38

Severe

CORROSION COUPONS Advantages

Disadvantages

Inexpensive, easily applied

Corrosion rate averaged  over exposure time

Coupon made of materials similar to pipe or vessel

Corrosion rate calculation assumes uniform  corrosion

Visual inspection identifies mode of corrosion attack

Data generation slow (long exposure times)

Samples available for scale or surface deposit  analysis

Requires insertion and retrieval under pressure or at  a turnaround

Sources of microbiological data Applicable to all environments

TYPICAL CORROSION MORPHOLOGY (SOIL)

Stray current corrosion

Corrosion in oxygen‐rich (aerobic) soil

Microbiologically influenced corrosion  In anaerobic soil 25

EDS ANALYSIS OF CORROSION COUPON 3000 부식생성물

O 2000

Si

MIC

1000

S Al

Fe

Ca 0 3000 0

1

2

3 일반부식생성물

Inorganic corrosion

O

2000

Fe

1000

Ca Si

S

0 0

1

keV

2

3

AVERAGE CORROSION RATE VS. INSTANTANEOUS CORROSION RATE

TYPES OF PITTING ((ASTM G46))



Ratio of maximum localized corrosion rate to general corrosion rate determined by mass  g y loss (pitting factor)  



Pitting of SS Velocity‐accelerated corrosion

Percent of corrosion‐affected area on the coupon

ELECTRICAL RESISTANCE ((ER)) PROBE  Measures the change in electrical resistance of a corroding metal 

elements relative to a reference non‐corroding element sealed within the  l t   l ti  t     f   di   l t  l d  ithi  th   probe body.

L R A

ER PROBE TYPES ((CORROSOMETER®)

Velocity shield

ER PROBE

TRADEOFF BETWEEN SENSITIVITY AND SENSOR LIFE IN COMMERCIAL ER PROBE  

Wire type:  loss of a quarter of  thickness Other types: loss of a half of  thickness

ER PROBE  Recommended measurement interval

ER PROBE Advantages

Disadvantages

Direct measurement of metal loss

Sensitive to thermal change

Will work in most environments: does not require  Corrosion rate calculated as uniform corrosion.  continuous aqueous phase No information on localized corrosion (suitable for multiphase  non aqueous environments) (suitable for multiphase, non‐aqueous environments) Quicker response than corrosion coupons

Manual readings subject to signal noise  (probe connections)

Continuously logged probes give high quality data  (logging rate as low as 5 min) (trends and changes in corrosion activity)

Crevice corrosion can occur on poorly constructed  flush‐type probes

Meter output is in cumulative metal loss. Slope of  data needed to calculated corrosion rate

Requires insertion and retrieval under pressure  which can have safety implications

High sensitivity type probe is available. (Takreer RRE #2)

Requires several days to determine a reliable  corrosion rate trend

Non‐corroding elements can be used as pure  N di   l t    b   d      erosion monitor.

Adversely affected by conductive sulfide film  Ad l   ff t d b   d ti   lfid  fil   corrosion products where H2S is present

APPLICATIONS OF ER PROBE  Oil and gas production  Gas sweetening, storage, and transportation systems  Refineries and petrochemical plants  Inhibitor evaluation/optimization programs  Power  plants—for  cooling  water,  feedwater,  and  scrubber systems. In 

   

bag houses and stacks for special function such as dew point alarming in  flue gas systems Chemical processes Cathodically protected systems Air‐cleaning systems in control rooms Paper mills or other plants with a volatile inherently corrosive process  p p y p stream

SAND PROBE

ELECTROCHEMICAL CORROSION MONITORING  Linear polarization resistance (LPR) – 선형분극(저항)법  Potential monitoring  Zero‐resistance ammetry (ZRA); galvanic current measurements  Electrochemical impedance spectroscopy (EIS)  Electrochemical noise (EN)

ELECTROCHEMICAL CORROSION MONITORING  Corrosion in an electrochemical process that can be monitored by 

measuring potential & current that characterize the corrosion process. i   t ti l &  t th t  h t i  th   i  

CORROSION RATES AND POLARIZATION

POTENTIODYNAMIC POLARIZATION CURVE

LINEAR POLARIZATION RESISTANCE (LPR) METHOD Within ~10mV more noble or active than the Ecorr,, i is a linear  function of the electrode potential. iapp pp = |ia‐ic| = f(E)  E = Eapp ‐ Ecorr = alog ia/io,M ‐ alog icorr/io,M = a log ia/icorr =  a/2.303 ln l ia/icorr ia = icorr e2.303E/

Eapp

ic

Ecorr

ia

a

Similarly,  ic = icorr e‐2.303E/

io,a c

iapp = ia ‐ ic = icorr (e2.303E/ – e‐2.303E/ ) = icorr (2.303E/a + 2.303E/c) = 2.303icorrE(a + c)/ac = icorrE/B  Stern Geary equation                        S  G   i                         a

E

c

assuming that a = c = 0.12 Rp =    E/iapp = B/i  B/icorr  = 0.026/i  0.026/icorr  Rp: polarization resistance.

log gi

TYPICAL POLARIZATION RESISTANCE PLOT

FARADAY’S LAW AND CORROSION RATES Q M m nF F Where g ( ) Q = charge (C) = I∙t F = Faraday’s constant (96,500 C/eq.) n = number of equivalents (moles of electrons) transferred per mol of metal m = mass of metal corroded (g) M = molecular (atomic) weight of metal (g/mole) 4 ∙ m) / (A C Corrosion i Rate (mm/y) = (8.7610 R  ( / )   (8 6   ) / (A ∙ D  D ∙ T)  T)

Where A = Coupon surface area (cm2) D = Material density (g/cm3) p ( ) T = Time of exposure (hours)

LPR PROBE •

Gives instantaneous corrosion  rates

•

Only used in conductive,  aqueous solutions

•

Based on the current flow  between two or more electrodes

•

Requires the surface to become  polarized and current resistance  is measured.

•

Sometimes probe has a  reference electrode as well. 

LPR PROBE – OPERATING RANGE

Close Spaced 3 electrode probes

APPLICATION OF LPR PROBE  Water systems  Condensing water systems  Oil systems with high water contents

LPR PROBE WITH REMOTE MONITORING Honeywell’s SmartCET® uses a sensor for background  electrochemical noise (EN) to detect pitting along with  l h l d l h LPR probe.

LPR PROBE Advantages

Disadvantages

Rapid measurement of corrosivity

General corrosion rates indicative of trend rather  than absolute

Sensitive to any process changes: flow, pressure, temperature, etc.

Continuous water phase required Probes are susceptible to fouling by deposits or  hydrocarbon phase. No localized corrosion information

ALGORITHM FOR SUITABILITY OF ER AND LPR TECHNIQUES

OTHER TECHNIQUES  Electrochemical Impedance Spectroscopy (EIS)  Electrochemical Noise (EN)  Zero‐Resistance Ammetry (ZRA)

GALVANIC PROBE    

Measures the current flowing between two dissimilar metal electrodes through a zero  resistance ammeter (ZRA). The magnitude of the current and its direction gives an indication of the corrosivity of the  fluid and which material is anodic or cathodic. Customarily, a pair of steel and brass Sensitive to DO

DO monitoring in East Texas  Water Injection Station

DIRECT NON-INTRUSIVE TECHNIQUES  Field signature method (FSM)

 NDT methods

RT IMAGE - EXAMPLE

54

INDIRECT ON-LINE TECHNIQUES  Hydrogen monitoring  Acoustic solid particle detectors  Water chemistry parameters  Process parameters

HYDROGEN FLUX MONITORING  Hydrogen‐related problems  Blistering  HIC  SOHIC  SSC  Hydrogen probe to monitor hydrogen absorption by steel  Intrusive (finger probes) – I i  (fi   b )  Pressure detection P  d i  Non‐intrusive – electrochemical probe  Provision of a good measure of hydrogen activity

HYDROGEN PROBE

WATER & PROCESS PARAMETERS  Water chemistry parameters  pH  Oxidation‐reduction potential (ORP)  Dissolved oxygen (DO) content yg ( )  Conductivity  P Process parameters   t  Pressure  temperature

INDIRECT OFF-LINE TECHNIQUES 

Water chemistry parameters  Dissolved solids analysis (API RP 45)  Metal ion corrosion analysis (NACE RP0192 – iron count analysis)  Dissolved gas analysis   O2, CO2, H2S  Test kits or laboratory analysis



Bacterial Monitoring  Planktonic bacteria (API RP38‐SRB) bacteria (API RP38 SRB)  Sessile bacteria (NACE TM0194)



Chemical Analysis     

Sulfur content (ASTM D4294) TAN (ASTM D664, D974, UOP method 565, 587) Nitrogen content (ASTM D3228) Salt content in crude oil (ASTM D3230) Mercury (ASTM D6350)

CORROSION MONITORING IN CRUDE UNIT OVERHEADS 

Methods  Water analysis (overhead)   pH  Fe content  Chlorides (water in overhead receiver) – ( ) base for optimization of caustic  p injection/blending of crudes  Hardness – CW quality, precipitation at overhead (water washing)  Hydrocarbon analysis  Residual test of filming inhibitor (3‐5 ppm) d l ffl hb  Metal analysis of oil (for NAC control)  Corrosion rate measurements  ER probe   LPR probe – overhead receiver water drum  Corrosion coupon  NDT (on‐stream) ( )  UT, RT  When there is a confirmed or suspected problems

CORROSION MONITORING IN ADU

LPR ER

    

Crude unit desalter  Crude oil preheat exchangers & piping Tower Tower overhead Overhead piping and condensers – water condensation + acid chlorides not neutralized and/or  inhibited.

CORROSION MONITORING IN CRUDE UNIT OVERHEADS  Corrosion Probes Statistics (example)  NACE Survey (1983)  A breakdown of monitoring practices (129 CDU across 44 companies  worldwide)  ER Probes (CORROSOMETER)  LPR Probes (CORRATER)  Corrosion Coupons (COSASCO type)  None of above (?)

59% 1% 17% 23%

CORROSION MONITORING IN ADU/VDU



 

At sites of condensation of acidic chloride in the distillate drum boot and the ejector inter‐condenser  collector drum. Areas susceptible to naphthenic acid corrosion (NAC, 500‐700F) such as VDU preheater, shell and trays of  tower  transfer line  column side stripper  gas oil circuits tower, transfer line, column side stripper, gas oil circuits. In regions of condensation found inside of the column. High sulfur corrosion (bottom)



High temperature cylindrical element probes of the retractable types



CORROSION MONITORING IN FCCU



Reactor & regenerator  g  



High temperature (900‐1200oF) Not by probes, but by UT or visual inspection

Corrosion probes  

Fractionator overhead system, side stripper Fractionator overhead system  side stripper Effluent piping of the compressor after coolers

CORROSION MONITORING IN CLER UNIT



Chemical Test  



Corrosion probes   



CN‐ and SCN‐ content in wastewater stream pH (high pressure condensate) for water wash control Condenser/cooler bunldes (high pH corrosion of Cu alloys) Heat exchanger effluents in gas compression system Debutanizer overhead system, etc.

Hydrogen monitoring Probe   

Sour water lines Different elevation of the absorber/stripper tower Vapor/liquid interface area of the high‐pressure separator drum

HIGH PRESSURE ACCESS FITTING FOR A RETRIEVABLE PROBE

COUPON INSTALLATION INTO HIGH PRESSURE LINE

67

CORROSION MONITORING SYSTEMS

Use of Portable CorrosometerTM Instrument f Measuring for M i Corrosion C i off Shell-side Sh ll id off Heat H t Exchanger E h

ON-LINE THICKNESS MEASUREMENTS

Source: Hydrocarbon Processing, March 2012, pp.35-37

ASSESSMENT OF CORROSION INHIBITOR PERFORMANCE FOR MEG REBOILER o

Temp. : 140 C solution : EG + inhibitor 0.400

Ar blowing (+ NaCl 16%) Air blowing (+ NaCl 16%) Ar blowing g Air blowing

0.375 0.350 0.325 0.300 0.275 0.250

mm/yrr

0.225

EG:water 60:40

0.200 0.175 0.150 0.125 0 100 0.100

EG:water 78:22

0.075 0.050 0.025 0.000 22

24

26

28

30

32

water %

34

36

38

40

42

LPR ((CASE STUDY – HONEYWELL)

 River Water Analysis

 Chemical Treatment 

Program

 Cycled Water 

Analysis

LPR ((CASE STUDY – HONEYWELL)

LPR ((CASE STUDY – HONEYWELL)

LPR ((CASE STUDY – HONEYWELL)

EXAMPLE – EFFECT OF UNSTABLE OPERATION

Source: N.P. Hilton, Hydrocarbon Processing, March 2012, 49.

ON-LINE MONITORING

MONITORING STRATEGY CORROSION AS A PROCESS CONTROL VARIABLE!

REFERENCES 1) 2) 3)) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10) 11) 12) 1) 2) 13) 14) 15) 16)) 17) 18) 19)

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