Kontakt
TETRA-blogg

Tillbaka till bloggen

Korrosionsskydd med behandlingsplanering, tillsatser och algoritmer

Kostnaden för korrosion

Att kontrollera korrosion i olje- och gasverksamheter är en stor utmaning och alltför ofta en kostsam realitet. Även om det inte finns någon aktuell uppskattning, uppgår den ekonomiska kostnaden för korrosion inom branschen och i hela världen troligen till tiotals miljarder dollar. Det ofta citerade beloppet på 1,4 miljarder dollar kommer från 2002 års NACE-studie Corrosion Costs and Preventive Strategies in the United States, men den siffran gäller enbart för USA och kommer från forskning som genomfördes 1998.[i] Trots de framsteg som gjorts inom korrosionsskydd under de senaste två decennierna är denna uppskattning troligen alldeles för låg och ger definitivt inte en indikation på de globala kostnaderna för hela industrin år 2022.

Förutom de ekonomiska aspekterna medför korrosion också en annan kostnad, nämligen avsevärda risker för personalens och miljöns säkerhet. Om t.ex. en korroderad högtrycksventil går sönder kan detta orsaka allvarliga skador på en arbetstagare och leda till att brandfarligt eller farligt innehåll frigörs.

Typer av korrosion i uppströmsledet

Precis som död och skatt finns det en absolut säkerhet när det gäller korrosion: På en tillräckligt lång tidsperiod kommer alla kända material, naturliga eller konstgjorda, att så småningom korrodera, från stenar och trä till plast och metaller, inklusive korrosionsbeständiga legeringar (CRA). I många tillämpningar bildar CRA faktiskt ett skyddande skikt av mindre skadlig oxidkorrosion för att hindra uppkomsten av mer destruktiv korrosion.

Inom olje- och gasindustrin är korrosion av metaller det främsta problemet. Metallkorrosion är den främsta orsaken till att överföringsledningar går sönder.[ii] I uppströmsverksamhet är de vanligaste typerna av korrosion som drabbar produktionsrör och utrustning följande:

  • söt korrosion, orsakad av kolsyra och CO2;
  • sur korrosion, orsakad av H2S;
  • Mikrobiell korrosion, orsakad av bakterier i vätskor;
  • syreinducerad korrosion, orsakad av syre löst i vätskor;
  • galvanisk korrosion, orsakad av kontakt mellan två olika metaller och ett korroderande ämne; 
  • syrakorrosion, orsakad av syror som används för att stimulera brunnar, och
  • Erosiv korrosion, som orsakas av rörliga partiklar som sand.

Närvaron av vatten och fukt är den viktigaste katalysatorn för de flesta av dessa korrosionstyper. Andra faktorer som bidrar till kemisk korrosion är bland annat kemi i reservoaren, tryck i borrhålet och temperatur i borrhålet. Risken för korrosion ökar i hårdare miljöer i borrhålen, t.ex. i HP/HT-brunnar i djupt vatten, och i långa sidledningar, där medföljande fukt kan fastna vid rörledningar och orsaka sprickbildning.

Korrosionens uppkomst och begränsning

Under de första åren av oljeboomen var korrosion sällan en begränsande faktor för produktionsrörens integritet och livslängd. Källorna tenderade att vara relativt kortlivade och grundare med lägre temperaturer i bottenhålet än i dag. På den tiden, när vattenhalten nådde en kritisk procentandel av det totala vätskeflödet, stängde operatören ofta bara av brunnen och borrade en ny.[iii]

En sådan nonchalant inställning är inte längre aktuell, eftersom brunnarna numera är utformade för att fungera mycket längre och korrosionsskydd är en prioritet. Flera faktorer har bidragit till den senaste tidens ökning av korrosion i uppströmsverksamheter, bland annat: användning av olika salter i vätskor i borrhålen, djupare och längre borrhål, större volymer producerat vatten, högre nivåer av H2S i mogna reservoarer och användning av sand för stimulering.

För att minska den erosiva korrosionen som orsakas av sand leder operatörerna produktionsflödet genom filter, separatorer eller cyklonanordningar - de sistnämnda har snabbt blivit industristandard på grund av deras överlägsna effektivitet, minskat underhåll och mindre fotavtryck. En sådan anordning är vår patenterade TETRASandStorm™ avancerade cyklonteknik, som ger upp till 100 % effektivitet i sandavskiljning från produktionsflödet, utan att införa tryckskillnader som kan hämma produktionen.

För att kontrollera korrosion i samband med vattenfuktighet och kemiska reaktioner kan specialiserade tillsatser introduceras i borrhålet, beroende på typen av korrosion. Dessa inkluderar innovativa korrosionsinhibitorer, CO2- ochH2S-avskiljare, biocider och pH-stabilisatorer.

En annan åtgärd för att minska korrosionen i produktionsslangar är användning av CRA, polymerbeläggningar eller glasfiberrör. Men för högtrycks- och högtemperaturmiljöer i djup- och ultradjupvattentillämpningar är martensitiska rostfria stål- och duplexlegeringar av rostfritt stål de bästa valen. CRA-slangar är dyrare än andra metallslangar än CRA-slangar, men de är i allmänhet effektiva när det gäller att kontrollera korrosion... för det mesta.

En förbryllande ny form av korrosion

I slutet av 1990-talet och början av 2000-talet ledde den ökade användningen av CRA i HP/HT-brunnar i djupt vatten till en helt ny typ av korrosiva slangfel. Det nya fenomenet kallades AEAC (annulus environmentally assisted cracking), eftersom korrosionen i de flesta fall uppstod på annulussidan av nedre hålsröret i stället för på produktionssidan, där korrosionsproblemen, som man kan förvänta sig, tenderar att koncentreras.[iv]

Den ökande frekvensen av AEAC utvecklades till en ganska kostsam trend, vilket fick forskare vid TETRA Technologies och JFE Steel att bilda ett forskningskonsortium kallat TETRA ChemiMetallurgy Research Alliance. Genom att utnyttja sin kombinerade expertis inom kemi och metallurgi var deras mål att fastställa orsaken till AEAC och utveckla en lösning.

Att lösa pusslet

Som de förklarar i en SPE-artikel från 2009 fastställde teamet att den dominerande orsaken till AEAC inte är kloridjoner och syre, som konventionell visdom skulle ha sagt, utan andra föroreningar i färdigställnings- och packervätskor, nämligen "svavelhaltiga arter, andra oxidanter än syre och vissa basiska joniska arter".[v] Deras forskning avslöjade också att färdigställnings- och packervätskor som erhålls från olika källor har mycket olika kemiska egenskaper, och att kemin och korrosiviteten hos vätskor i produktionsutrymmet skiljer sig markant från vätskorna i ringrummet.

Lösningen innebar först och främst behovet av sträng kvalitetssäkring av vätskor för färdigställande och packer samt bästa praxis för hantering av vätskor under vätskornas hela livscykel. För det andra behövdes ett sätt att exakt fastställa kompatibiliteten mellan formationen, brunnen och rören samt vätskorna.

Intelligent kompatibilitet

I arbetet med det andra målet ledde forskningsalliansen till utvecklingen av TETRA MatchWell® fluid compatibility selector, en egenutvecklad programvara som använder algoritmer för att matcha färdigställnings- och packervätskor med CRA och brunnsförhållanden för att minska risken för miljörelaterad sprickbildning i produktionsslangar.

Med MatchWell kan TETRA:s ingenjörer mata in olika parametrar för formationen, brunnen, rören och vätskorna (se figurerna 1 och 2). Programvaran utför sedan en analys och genererar en rapport med rekommendationer om vätskor (se figur 3).

TETRA-MatchWell-properties

FIGUR 1. TETRA MatchWell-gränssnitt som visar brunnsparametrar och formationsegenskaper.

TETRA-MatchWell-parametrar

FIGUR 2. TETRA MatchWell-gränssnitt som visar vätskeparametrar.

TETRA-MatchWell-rapport

FIGUR 3. Rapport om vätskerekommendation som genereras av TETRA MatchWell.

TETRA MatchWell erbjuder en intelligent, holistisk metod för brunnsdesign som inkluderar de kritiska parametrarna för gränssnittet mellan vätska och metallurgi, vilket hjälper kunderna att undvika kostsam korrosion och minska HSEQ-riskerna i samband med fel på slangarna. Den fungerar också som en säker databas för data om brunn, slangar, vätska och formation, vilket gör det möjligt för kontanthanterare att enkelt få tillgång till informationen och dela den med kunderna.

Slutsats

Hittills har TETRA MatchWell-programvaran använts för att generera rapporter om vätskerekommendationer för tusentals brunnar, vilket gör det möjligt för operatörerna att undvika kostsamma korrosionsinducerade rörfel som AEAC och eliminera de betydande säkerhets- och miljörisker som är förknippade med korrosionsfel.

Slutnoter

  1. Se G. Koch, et al., 2016, International Measures of Prevention, Application, and Economics of Corrosion Technologies Study, NACE International. De tabeller för kostnadsfördelning som finns i tillägg A till studien från 2016 återger helt enkelt resultaten från studien från 2002.
  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.
Ny uppmaning till handling
Dela via
Kopiera länk