Qatar Shell GLT Ltd. hat sich entschieden Pipelines aus Kohlenstoffstahl mit Inhibitoren einzusetzen, um Korrosionsprobleme durch Sauergas zu vermeiden. In dem Pearl-GTL-Projekt (Gas-to-liquids, Gasverflüssigung) werden vor der Küste von Qatar im North-Feld nasses Sauergas und Kondensat gefördert. Drei Möglichkeiten standen für die Korrosionsbeherrschung zur Auswahl: Korrosionsresistente Legierungen, Kohlenstoffstahl mit pH-Wert-Stabilisierung und Kohlenstoffstahl mit Inhibition. Diese drei Möglichkeiten werden mit Vor- und Nachteilen ausführlich diskutiert. Die Korrosionsmöglichkeiten bei Kohlenstoffstahl werden vorgestellt. Die Korrosionsmechanismen bei Säurerückfluss, CO2-Korrosion, Korrosion unter Ablagerungen etwa bei einem Eisensulfidfilm, bei Rückfluss der Bohrlochvollendungsfluide, Eintritt von Sauerstoff und Bakterien werden beschrieben. Erläutert wird auch wie diese Probleme durch das Inhibitorsystem verhindert werden. Zum Schluss wird vorgestellt, welche Risiken oder Probleme trotz der Korrosionsbeherrschung noch bestehen bleiben und wo es noch keine Erfahrungen gibt. Dies sind zum Beispiel hohe Chloranteile im geförderten Wasser, das Volumen des geförderten Wassers und der Einsatz der Kohlenstoffstähle im Offshore-Gebiet. Bisher wurden diese Stähle meist an Land eingesetzt. Inspektion und Korrosionsüberwachung wird bei nassen Sauergassystemen im Offshore-Bereich höher sein ebenso wie die Anforderungen daran. Im zweiten Teil des Artikels in einem der folgenden Hefte wird die verwendete Korrosionsmodellierung, die bei dem Entwurf der Pipelines eingesetzt wurde, vorgestellt.
Carbon steel with inhibition chosen for sour-gas corrosion management
Beim Transport von Sauergas wurde Kohlenstoffstahl mit Inhibitoren gewählt, um Korrosion zu vermeiden
Oil and Gas Journal ; 103 , 37 ; 62-65
2005
4 Seiten, 1 Tabelle, 10 Quellen
Aufsatz (Zeitschrift)
Englisch
Understanding and quantifying corrosion of L80 carbon steel in sour environments
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|Corrosion modeling addresses sour operating conditions
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