Zurück zum Blog

Korrosionsschutz mit Behandlungsdesign, Additiven und Algorithmen

Von Joey Detiveaux | Area Manager USA Offshore Completion Fluids & Services | 22. Juli 2022

Die Kosten der Korrosion

Die Bekämpfung von Korrosion in der Öl- und Gasindustrie ist eine große Herausforderung und allzu oft eine kostspielige Realität. Obwohl eine aktuelle Schätzung nicht verfügbar ist, dürften sich die wirtschaftlichen Kosten der Korrosion in der gesamten Branche und weltweit auf einen zweistelligen Milliarden-Dollar-Betrag belaufen. Der oft zitierte Betrag von 1,4 Milliarden Dollar stammt aus der NACE-Studie von 2002, Corrosion Costs and Preventive Strategies in the United States, aber diese Zahl bezieht sich nur auf die USA und stammt aus einer Untersuchung von 1998.[i] Trotz der Fortschritte bei der Korrosionsbekämpfung in den letzten zwei Jahrzehnten ist diese Schätzung also wahrscheinlich viel zu niedrig und sicherlich kein Hinweis auf die weltweiten Kosten für die gesamte Industrie im Jahr 2022.

Abgesehen von den wirtschaftlichen Aspekten bringt die Korrosion auch noch andere Kosten mit sich, nämlich erhebliche Risiken für die Sicherheit des Personals und der Umwelt. Das Versagen eines korrodierten Hochdruckventils kann zum Beispiel zu schweren Verletzungen eines Arbeiters führen und brennbare oder gefährliche Stoffe freisetzen.

Vorgelagerte Korrosionsarten

Wie der Tod und die Steuern ist auch die Korrosion eine absolute Gewissheit: Auf einer ausreichend langen Zeitachse wird jedes bekannte Material, sei es natürlich oder künstlich, irgendwann korrodieren, von Felsen und Hölzern bis hin zu Kunststoffen und Metallen, einschließlich korrosionsbeständiger Legierungen (CRAs). Bei vielen Anwendungen bilden die korrosionsbeständigen Legierungen sogar eine Schutzschicht aus weniger schädlicher Oxidkorrosion, die das Auftreten von zerstörerischer Korrosion verhindert.

In der Öl- und Gasindustrie ist die Korrosion von Metallen das Hauptproblem. Metallkorrosion ist die Hauptursache für den Ausfall von Pipelines.[ii] In den vorgelagerten Bereichen sind die am häufigsten diskutierten Korrosionsarten, die Produktionsrohre und -anlagen betreffen, folgende:

• süße Korrosion, verursacht durch Kohlensäure und CO₂;
• saure Korrosion, verursacht durch H₂S;
• mikrobielle Korrosion, verursacht durch Bakterien in Flüssigkeiten;
• sauerstoffinduzierte Korrosion, verursacht durch in Flüssigkeiten gelösten Sauerstoff;
• galvanische Korrosion, die durch den Kontakt zwischen zwei verschiedenen Metallen und einem Korrosionsmittel entsteht; 
• Säurekorrosion, verursacht durch Säuren, die zur Stimulierung von Bohrlöchern verwendet werden; und
• erosive Korrosion, verursacht durch bewegliche Partikel wie Sand.

Das Vorhandensein von Wasser-Feuchtigkeit ist der Hauptkatalysator für die meisten dieser Korrosionsarten. Weitere Faktoren, die zur chemischen Korrosion beitragen, sind die Chemie der Lagerstätte, der Druck im Bohrloch und die Temperatur im Bohrloch. Das Korrosionspotenzial erhöht sich in raueren Bohrlochumgebungen, wie z. B. in HP/HT-Tiefseebohrlöchern, und in langen Lateralsystemen, in denen eingeschleppte Feuchtigkeit an Rohrverbindungen eingeschlossen werden und zu Spaltrissen führen kann.

Die Entstehung und Eindämmung von Korrosion

In den ersten Jahren des Ölbooms war Korrosion nur selten ein einschränkender Faktor für die Integrität und Lebensdauer von Förderrohren. Die Bohrlöcher waren in der Regel relativ kurzlebig und flacher mit niedrigeren Temperaturen im Bohrloch als heute. Wenn der Wassergehalt einen kritischen Prozentsatz des gesamten Flüssigkeitsstroms erreichte, wurde das Bohrloch oft einfach geschlossen und ein neues gebohrt.[iii]

Ein solch leichtfertiger Ansatz ist nicht mehr en vogue, da die Bohrlöcher jetzt für eine viel längere Betriebsdauer ausgelegt sind und die Korrosionskontrolle eine Priorität darstellt. Mehrere Faktoren haben in jüngster Zeit zum Anstieg der Korrosion in den vorgelagerten Bereichen beigetragen, darunter: die Verwendung verschiedener Salze in den Bohrlochflüssigkeiten, tiefere und längere Bohrlöcher, größere Mengen an Förderwasser, höhere H₂S in reifen Lagerstätten und die Verwendung von Stützsand für die Stimulation.

Um die durch Sand verursachte erosive Korrosion zu mindern, leiten die Betreiber den Produktionsstrom durch Filter, Abscheider oder Zyklonvorrichtungen - letztere entwickeln sich aufgrund ihrer überlegenen Effizienz, des geringeren Wartungsaufwands und der kleineren Stellfläche schnell zum Industriestandard. Ein solches Gerät ist unsere patentierte TETRA^{SandStorm™-Zyklontechnologie}, die eine bis zu 100-prozentige Effizienz bei der Entfernung von Sand aus dem Produktionsstrom bietet, ohne Druckunterschiede zu erzeugen, die die Produktion behindern können.

Um die mit Wasserfeuchtigkeit und chemischen Reaktionen verbundene Korrosion zu kontrollieren, können je nach Art der Korrosion spezielle Additive in das Bohrloch eingebracht werden. Dazu gehören innovative Korrosionsinhibitoren, _CO2- und_{H2S-Scavenger}, Biozide und pH-Stabilisatoren.

Eine weitere Maßnahme zur Verringerung der Korrosion von Produktionsrohren ist die Verwendung von CRAs, Polymerbeschichtungen oder Glasfaserrohren. Für die Hochdruck-/Hochtemperaturumgebungen von Tiefsee- und Ultratiefseeanwendungen werden jedoch martensitische Edelstahl- und Duplex-Edelstahllegierungen bevorzugt. CRA-Produktionsrohre sind teurer als Rohre aus Nicht-CRA-Metall, bieten aber im Allgemeinen einen wirksamen Korrosionsschutz ... zumeist.

Eine rätselhafte neue Form der Korrosion

In den späten 1990er und frühen 2000er Jahren führte der verstärkte Einsatz von CRAs in Tiefsee-HP/HT-Bohrungen zu einer völlig neuen Art von korrosiven Rohrbrüchen. Das neue Phänomen wurde als umweltbedingte Rissbildung im Ringraum (AEAC) bezeichnet, da die Korrosion in den meisten Fällen auf der Ringraumseite des Bohrlochrohrs und nicht auf der Produktionsseite auftrat, wo man sich erwartungsgemäß eher mit Korrosion befasst.[iv]

Die zunehmende Häufigkeit von AEAC entwickelte sich zu einem recht kostspieligen Trend, der Wissenschaftler von TETRA Technologies und JFE Steel dazu veranlasste, ein Forschungskonsortium mit der Bezeichnung TETRA ChemiMetallurgy Research Alliance zu gründen. Ihr gemeinsames Fachwissen in den Bereichen Chemie und Metallurgie sollte genutzt werden, um die Ursache von AEAC zu ermitteln und eine Lösung zu entwickeln.

Die Lösung des Rätsels

Wie sie in einem SPE-Artikel aus dem Jahr 2009 erläutern, stellte das Team fest, dass die Hauptursache für AEAC nicht Chloridionen und Sauerstoff sind, wie es die gängige Meinung wäre, sondern andere Verunreinigungen in den Fertigstellungs- und Packerflüssigkeiten, nämlich "schwefelhaltige Spezies, andere Oxidationsmittel als Sauerstoff und ausgewählte basische ionische Spezies".[v] Ihre Untersuchungen ergaben auch, dass Komplettierungs- und Packerflüssigkeiten, die aus unterschiedlichen Quellen stammen, eine sehr unterschiedliche chemische Zusammensetzung aufweisen und dass sich die Chemie und Korrosivität der Flüssigkeiten im Förderraum deutlich von denen im Ringraum unterscheiden.

Die Lösung erforderte in erster Linie eine strenge Qualitätssicherung der Fertigstellungs- und Packerflüssigkeiten sowie ein optimales Flüssigkeitsmanagement während des gesamten Lebenszyklus der Flüssigkeiten. Zweitens wurde ein Mittel zur genauen Bestimmung der Kompatibilität zwischen der Formation, dem Bohrloch und der Verrohrung sowie den Flüssigkeiten benötigt.

Intelligente Kompatibilität

Im Hinblick auf das zweite Ziel führte die Forschungsallianz zur Entwicklung des TETRA ^MatchWell® Fluid Compatibility Selector, einer firmeneigenen Software, die Algorithmen verwendet, um Fertigstellungs- und Packerflüssigkeiten mit CRAs und Bohrlochbedingungen abzustimmen, um das Potenzial für umweltbedingte Rissbildung in den Förderrohren zu verringern.

Mit MatchWell können TETRA-Ingenieure die verschiedenen Parameter für die Formation, das Bohrloch und die Verrohrung sowie die Fluide eingeben (siehe Abbildungen 1 und 2). Die Software führt dann eine Analyse durch und erstellt einen Flüssigkeitsempfehlungsbericht (siehe Abbildung 3).

ABBILDUNG 1. TETRA MatchWell-Schnittstelle mit Anzeige der Bohrlochparameter und Formationseigenschaften.

ABBILDUNG 2. TETRA MatchWell-Schnittstelle mit Anzeige der Flüssigkeitsparameter.

ABBILDUNG 3. Von TETRA MatchWell erstellter Flüssigkeitsempfehlungsbericht.

TETRA MatchWell bietet einen intelligenten, ganzheitlichen Ansatz für die Bohrlochplanung, der die kritischen Parameter der Flüssigkeits-Metallurgie-Schnittstelle einbezieht und den Kunden hilft, kostspielige Korrosion zu vermeiden und die HSEQ-Risiken zu reduzieren, die mit dem Versagen von Rohrleitungen verbunden sind. Es dient auch als sichere Datenbank für Bohrloch-, Rohr-, Flüssigkeits- und Formationsdaten, so dass die Kundenbetreuer leicht auf die Informationen zugreifen und sie mit den Kunden teilen können.

Schlussfolgerung

Bis heute wurde die TETRA MatchWell-Software zur Erstellung von Fluid-Empfehlungsberichten für Tausende von Bohrlöchern verwendet, die es den Betreibern ermöglichen, kostspielige korrosionsbedingte Rohrleitungsausfälle wie AEAC zu vermeiden und die erheblichen Sicherheits- und Umweltrisiken zu beseitigen, die mit Korrosionsausfällen verbunden sind.

Endnoten

1. Siehe G. Koch, et al., 2016, International Measures of Prevention, Application, and Economics of Corrosion Technologies Study, NACE International. Die Tabellen zur Kostenaufschlüsselung in Anhang A der Studie von 2016 geben lediglich die Ergebnisse der Studie von 2002 wieder.
2. Nanan, 2018, "Pitting Corrosion in Oil and Gas Wells and Pipelines", Oilman Magazine, 31. Juli.
3. Smith, 1999, "Control of Corrosion in Oil and Gas Production Tubing", British Corrosion Journal, Vol. 34, No. 4.
4. S. McKennis, et al. 2009, "Chemistry and Mechanisms of Completion/Packer Fluids: Annular Environmentally Assisted Cracking (AEAC) of Martensitic Stainless Steel Tubing-Misconceptions Regarding the Chemical Role of Completion/Packer Fluids," SPE 121433.
5. McKennis, et al., 2009.