Comparative study on corrosion rates and lifetime estimation of L80-13Cr andK55 tubing in petroleum production
Article Sidebar
Main Article Content
Abstract
The objective of this study was to the corrosion rate (CR) of steel tubing L80-13Cr and K55 according to the American Petroleum Institute (API) 5CT, in the process of drilling and production in the petroleum industry. เท this research a study using electrochemical method. Cause by water in the reservoir source separate from the oil layer in horizontal well under room temperature, atmospheric pressure and without flow rate, studied the CR of different surface roughness with the preparation of the specimen surface with a number of sandpaper (Sic) is 1200 and 600. From the experiment, the CR of the steel tubing L80-13Cr at surface preparation by 1200 and 600 (Sic) the CR is 0.0376 and 0.0475 mm/year, respectively. And the corrosion rate of the steel tubing K55 at surface preparation by 1200 and 600 (Sic) the CR is 0.0138 and
0169.mm/year, respectively. Thus conclude that the steel tubing L80-13Cr is behaving better corrosion resistance than. K55 steel tubing. As a result, because L80-13Cr has chromium alloys are the corrosion resistant alloys. And when considering the surface roughness. The CR in the 600 (Sic) that is higher than the CR in 1200.
Article Details
เนื้อหาและข่อมูลในบทความที่ลงตีพิมพ์ในวารสารวิชาการ เทคโนโลยี พลังงาน และสิ่งแวดล้อม บัณฑิตวิทยาลัย วิทยาลัยเทคโนโลยีสยาม ถือเป็นข้อคิดเห็นและความรับผิดชอบของผู้เขียนบทความโดยตรง ซึ่งกองบรรณาธิการวารสารไม่จำเป็นต้องเห็นด้วย หรือว่าร่วมรับผิดชอบใด ๆ
บทความ ข้อมูล เนื้อหา รูปภาพ ฯลฯ ที่ได้รับการตีพิมพ์ในวารสารวิชาการ เทคโนโลยี พลังงาน และสิ่งแวดล้อม บัณฑิตวิทยาลัย วิทยาลัยเทคโนโลยีสยาม ถือเป็นลิขสิทธิ์ของวารสารวิชาการ เทคโนโลยี พลังงาน และสิ่งแวดล้อม บัณฑิตวิทยาลัย วิทยาลัยเทคโนโลยีสยาม หากบุคคล หรือหน่วยงานใดต้องการนำทั้งหมด หรือส่วนหนึ่งส่วนใดไปเผยแพร่ต่อ หรือเพื่อกระทำการใด ๆ จะต้องได้รับอนุญาต เป็นลายลักษณ์อักษรจากวารสารวิชาการ เทคโนโลยี พลังงาน และสิ่งแวดล้อม บัณฑิตวิทยาลัย วิทยาลัยเทคโนโลยีสยาม เท่านั้น
References
[2] Beavers, J. (2000). Fundamentals of corrosion. เท Peabody’s Control of Pipeline Corrosion, 2nd ed., R. Bianchetti, 297 - 317. Houston, TX: NACE International.
[3] Blackburn, N.A. (1994). Downhole Material Selection for Clyde Production Wells. Theory and Practice. SPE 27604.
[4] Chen, c. F., Lu, M. X., B., et al., (2005). Effect of Chromium on the Pitting Resistance of Oil Tube Steel in a Carbon Dioxide Corrosion System. Corrosion (Vol. 61, pp. 596-601). NACE International, Houston, TX.
[5] De Waard, c., Lotz, บ. and Milliams, D.E. (1991). Predictive Model for C02 Corrosion Engineering in Wet Natural Gas Pipelines Corrosion. 47(12): 976. NACE International, Houston, TX.
[6] Fontana, M.G. (1986). Corrosion Engineering. New York: McGraw-Hill.
[7] Heidersbach, R. (2011). Metallurgy and corrosion control in oil and gas production.
[8] Kane, R. (2006). Corrosion in Petroleum Production Operations. Metals Handbook, (Vol. 13C) Corrosion: Corrosion in Specific Industries. Metals Park, OH: ASM International (pp. 922-9