Material Selection Strategy for Corrosion Control in Iranian Upstream Oil and Gas Industry

Document Type : Review Article


1 Associate Professor, Department of Mechanical Engineering, University of Mohaghegh Ardabili, Ardabil, Iran

2 Department of Inspection and Technical Protection, Petroleum Engineering and Development Company, Tehran, Iran

3 Assistant Professor, Department of Chemical Engineering, University of Mohaghegh Ardabili, P. O. Box, 56199-11367 Ardabil, Iran

4 M.Sc. Student, Mechanical Engineering. Department of Mechanical Engineering, University of Mohaghegh Ardabili, Ardabil, Iran



Annually, huge amount of money is lost due to corrosion problems in upstream and downstream oil and gas industries. In order to control the corrosion costs, recently, the corrosion control/corrosion management concept is developed. The aim of corrosion management philosophy is to reduce the corrosion costs and increase the safety by re-evaluation process in different stages of the project. Material selection process is one of key stages in integration assurance of the system, which plays important role in overall corrosion control process. Some important parameters in selecting suitable materials for using in a given working and environmental condition includes: design pressure and temperature, weldability, costs and corrosion concerns. Nowadays, the last one attracted attentions of the both researchers and owners. Codes like ISO 21457 necessitate providing Material Selection Procedure Report before proceeding executive steps of the project. Without any specific material selection procedure; the material selection process will be a complex and confusing task because of the diversity in codes and fluid service conditions. The aim of this study is to introduce researchers and engineering with corrosion concerns especially in CO2, H2S and salt contained services and the solutions which are normally employed in upstream oil industry to deal with associated problems. Towards, environmental deterioration problems in Iranian oil and gas fields are discussed and the related treatments are presented.


Main Subjects

Article Title [Persian]

استراتژی انتخاب مواد برای کنترل خوردگی در صنایع بالادستی نفت و گاز ایران

Authors [Persian]

  • مهدی اسکندرزاده 1
  • علی کالاکی 2
  • مجید صفاجو جهانخانملو 3
  • میثم نجفی ارشادی 4

1 دانشیار، گروه مهندسی مکانیک، دانشکده فنی و مهندسی، دانشگاه محقق اردبیلی، اردبیل، ایران

2 دپارتمان بازرسی و حفاظت فنی، شرکت مهندسی و توسعه نفت، ﺗﻬﺮان، اﯾﺮان

3 استادیار، گروه مهندسی شیمی، دانشکده فنی و مهندسی، دانشگاه محقق اردبیلی، ۵۶۱۹۹۱۱۳۶۷ اردبیل، ایران

4 دانشجوی کارشناسی ارشد، مهندسی مکانیک، گروه مهندسی مکانیک، دانشکده فنی و مهندسی، دانشگاه محقق اردبیلی، اردبیل، ایران

Abstract [Persian]

سالانه مبالغ بالایی به خاطر مشکلات ناشی از وقوع خوردگی در صنایع بالادستی و پایین دستی نفت و گاز، از دست می‌رود. به منظور کنترل هزینه‌های خوردگی، اخیرا، مفاهیم کنترل خوردگی و مدیریت خوردگی توسعه یافته‌اند. هدف از فلسفه مدیریت خوردگی کاهش هزینه‌های خوردگی و افزایش ایمنی با فرآیند ارزیابی مجدد در مراحل مختلف پروژه است. فرآیند انتخاب مواد یکی از مراحل کلیدی در تضمین یکپارچگی سیستم بوده و نقش مهمی در سیستم جامع کنترل خوردگی ایفا می‌کند. برخی از پارامترهای مهم در انتخاب مواد مناسب برای کاربردهای مختلف شامل: فشار و دمای طراحی، جوش پذیری، مسائل مالی و سایر ملاحظات خوردگی می‌باشند. استانداردهایی مانند 21457 ISO تهیه سند رویه انتخاب مواد قبل از مراحل اجرایی پروژه را الزامی نموده است. بدون داشتن رویه‌ای مشخص برای انتخاب مواد، فرآیند انتخاب مواد به دلیل تنوع در کدها و شرایط سیال سرویس، کاری بسیار پیچیده و گیج‌کننده به شمار می‌آید. هدف از این مطالعه ارائه خلاصه فرآیندها و رویه‌های مرسوم در شرکت‌های بالادستی نفت و گاز برای انتخاب مواد در شرایط وجود خوردگی در نتیجه CO2 ،H2S و نمک می‌باشد. همچنین تدابیری برای رفع معضل آلودگی محیط زیست در نتیجه نشت فرآورده‌های هیدروکربنی به محیط زیست با رویکرد انتخاب صحیح مواد مورد بحث قرار گرفته است.

Keywords [Persian]

  • انتخاب مواد
  • خوردگی
  • صنعت نفت و گاز
  • مدیریت خوردگی
[1] Boiler, A.S.M.E., 1998. ASME Boiler and Pressure Vessel Code: An International Code. New York: American
Society of Mechanical Engineers.
[2] Eskandarzade, M., Kalaki, A. and Shahrivar, R., 2018. the application and limitations of corrosion management
process. structural integrity and life-integritet i vek konstrukcija, 18(3), pp.159-162.
[3] Zhou, P., Liang, J.M., Zhang, F., Wu, H.B. and Tang, D., 2015. Influence of chromium on corrosion behavior of
low-alloy steel in cargo oil tank O 2-CO 2-SO 2-H 2 S wet gas environment. Journal of Iron and Steel Research
International, 22(7), pp.630-637.
[4] Nasirpouri, F., Mostafaei, A., Fathyunes, L. and Jafari, R., 2014. Assessment of localized corrosion in carbon steel
tube-grade AISI 1045 used in output oil–gas separator vessel of desalination unit in oil refinery industry. Engineering
failure analysis, 40, pp.75-88.
[5] Liu, Q.Y., Mao, L.J. and Zhou, S.W., 2014. Effects of chloride content on CO2 corrosion of carbon steel in simulated
oil and gas well environments. Corrosion Science, 84, pp.165-171.
[6] Shabarchin, O. and Tesfamariam, S., 2017. Risk assessment of oil and gas pipelines with consideration of induced
seismicity and internal corrosion. Journal of Loss Prevention in the Process Industries, 47, pp.85-94.
[7] Zhou, Q., Wu, W., Liu, D., Li, K. and Qiao, Q., 2016. Estimation of corrosion failure likelihood of oil and gas
pipeline based on fuzzy logic approach. Engineering Failure Analysis, 70, pp.48-55.
[8] Bredehoeft, J.D., 1965. The Drill‐Stem Test: The Petroleum Industry's Deep‐Well Pumping Test
a. Groundwater, 3(3), pp.31-36.
[9] Dawson, J.L., John, G. and Oliver, K., 2010. Management of corrosion in the oil and gas industry.
[10] Olsen, S., 2003, January. CO2 corrosion prediction by use of the Norsok M-506 model-guidelines and limitations.
In CORROSION 2003. Nace International.
[11] MR0175, N.A.C.E., 2001. Petroleum and natural gas industries-Materials for use in H2S-containing environments
in oil and gas production, ISO 15156.
[12] Kane, R. D., & Cayard, M. S. (1999, January 1). NACE Committee Report 8X294: Review of Published Literature
on Wet H2S Cracking. NACE International.
[13] Koteeswaran, M., 2010. CO2 and H2S corrosion in oil pipelines (Master's thesis, University of Stavanger,
[14] Popoola, L.T., Grema, A.S., Latinwo, G.K., Gutti, B. and Balogun, A.S., 2013. Corrosion problems during oil and
gas production and its mitigation. International Journal of Industrial Chemistry, 4(1), p.35.
[15] Sun, W., & Nesic, S., 2007. A Mechanistic Model Of H2S Corrosion Of Mild Steel. NACE International.
[16] Mostowfi, F., Czarnecki, J., Masliyah, J. and Bhattacharjee, S., 2008. A microfluidic electrochemical detection
technique for assessing stability of thin films and emulsions. Journal of colloid and interface science, 317(2), pp.593-
[17] Kermani, B. and Smith, L.M. eds., 1997. A working party report on CO2 corrosion control in oil and gas
production: design considerations (Vol. 688). Maney Pub.
[18] API 580, 2016. American Petroleum Institute. Risk-based inspection technology. Washington, D.C.: API
Publishing Services.
[19] Davies, D.H. and Burstein, G.T., 1980. The effects of bicarbonate on the corrosion and passivation of
iron. Corrosion, 36(8), pp.416-422.
[20] MR0175, N.S., 2002. Sulfide stress cracking resistant metallic materials for oilfield equipment. Houston, TX:
NACE International.
[21] European Federation of Corrosion Publication, Guidelines on Materials Requirements for Carbon and Low Alloy
Steels for H2 S-containing environments in Oil and Gas Production, EFC-16.