Korrosjonsforskning for oljeindustrien gjennom 25 år

Avdeling for Material- og korrosjonsteknologi ved Institutt for energiteknikk (IFE) har drevet korrosjonsforskning for oljeindustrien siden begynnelsen av 80-tallet. Det første flerklientprosjektet ble startet i 1982. I anledning 25-årsjubileet ble vårens prosjektmøter i 2007 lagt til Geiranger.

Arrangementet startet med et jubileumssymposium i Ålesund 5. juni, hvor representanter fra industrien og forskere fra IFE oppsummerte resultatene som var oppnådd gjennom 25 år. På ettermiddagen ble møtedeltakerne fraktet med båt inn til Geiranger, hvor prosjektmøtene ble avviklet resten av uka. Båtturen ble en stor opplevelse for mange av de utenlandske deltakerne. Det ble også tid til sightseeingturer på fjellet og jubileumsmiddag.

For flere bilder fra symposiet, se 25 Years Corrosion JIP Anniversary Symposium.

Korrosjonseksperter fra hele verden samlet til fotografering på Strynefjellet.

Historisk tilbakeblikk

Dagens IFE ble etablert som Institutt for Atomenergi så langt tilbake som i 1948. Hovedformålet var FoU knyttet til sikker bruk av kjernekraft. Korrosjon var identifisert som et viktig satsingsområde, og Instituttet etablerte tidlig en korrosjonsgruppe som gjennom 30 år hadde en stor internasjonal forskningsvirksomhet knyttet til korrosjon i reaktorsystemer.

I 1980 besluttet regjeringen at det var uaktuelt å bygge kjernekraftverk i Norge i overskuelig fremtid. Instituttet endret målsetting og profil, og den offentlige finansieringen ble ”over natten” redusert fra 100% til ca 20%. Beslutningen krevde en omfattende omstillingsprosess for hele Instituttets virksomhet, inkludert korrosjonsforskningen. Sentral i denne omstillingsprosessen var Liv Lunde, som senere ble forskningsdirektør ved IFE med ansvar for all IFEs petroleumsforskning, og Ketil Videm som senere ble professor ved UiO.  På bildet til høyre oppsummerer tidligere forskningsdirektør Liv Lunde 25 års virksomhet på jubileumsmiddagen i Geiranger.

IFE hadde på den tid avanserte korrosjonslaboratorier med testsløyfer som kunne operere ved høy temperatur og trykk, samt lang erfaring i å drive store prosjekter med internasjonal deltagelse.

På Ekofisk-feltet hadde man etter 10 års drift erfart betydelig innvendig korrosjon forårsaket av CO₂ i produksjonsrørene. Innvendig korrosjon i olje- og gassproduksjon var et åpenbart satsingsområde der lite var gjort av andre norske aktører. IFE satte i gang forsøk på egen hånd, og kunne etter hvert demonstrere at korrosjonsloopene var godt egnet for offshorerelaterte studier. Det første flerklientprosjektet ble startet i 1982 med deltagelse fra Statoil, Hydro, Mobil, Texaco og Total. Det samme året ble Arne Dugstad ansatt som forsker med ansvar for CO₂ korrosjon. Han har mye av æren for IFEs internasjonale suksess på dette området. Lunde, Videm og Dugstad har senere blitt utnevnt til NACE Fellows. Rolf Nyborg begynte året etter. Sammen med Lunde arbeidet han med spenningskorrosjon i ammoniakktanker. De utviklet en modell for sprekkveksthastighet som ble belønnet med en utmerkelse fra ASTM.

Avdelingssjef Rolf Nyborg (t.h.) og forskningssjef Arne Dugstad
foran en av avdelingens korrosjonslooper bygd i Hastelloy 276C.

Virksomheten i dag

Avdelingen  har i dag 20 ansatte, hvorav 11 forskere, 8 ingeniører/teknikere og en sekretær. Omsetningen var på 22 millioner kroner i 2006. Omtrent 75 % av inntektene komme fra industrioppdrag, resten kommer fra Norges forskningsråd som støtter enkelte strategiske prosjekter. Ca. 60% av oppdragsinntektene kommer fra utenlandske selskaper.

Innvendig korrosjon i flerfase olje- og gassrørledninger laget av karbonstål er et komplekst område fordi det er så mange variable som påvirker den. For å nevne noen: vann (elektrolytten)  kommer inn i rørledningen på to måter: som formasjonsvann fra oljereservoaret med høyt innhold av salter, eller som vanndamp som kondenserer på røreveggen etter hvert som gassen avkjøles. Det kan finnes en rekke av mulige korrosive forbindelser i vannet og gassen. De viktigste er karbondioksid (CO₂), hydrogensulfid (H₂S), eddiksyre og liknende organiske syrer. Konsentrasjoner og temperatur er her viktige parametere. Bakterier kan også gi korrosjonsangrep.

Noe oksygen kan komme inn i rørledningene og forårsake korrosjon. Oksygenet kan også omdanne H₂S og sulfider til elementært svovel, som også kan gi alvorlige korrosjonsangrep. Det kan dannes faste korrosjonsprodukter på ståloverflatene med varierende grad av beskyttelsesevne. Mineralavleiringer (”scaling”) og sandavsetninger på rørveggene kan skape problemer for korrosjonshemmere. Videre er det kjent at strømningsforholdene i flerfaserørledninger kan være av betydning for korrosjonen. Listen kan godt gjøres enda lenger: ”karbonstål” er ikke bare ”karbonstål”. Det viser seg at mikrostruktur og små mengder legeringselementer kan påvirke korrosjonen og effektiviteten til korrosjonshemmere. Spesielt ser det ut som jernkarbidstrukturen spiller en viktig rolle under enkelte forhold. Sveisene kan ha en annen sammensetning og mikrostruktur enn rørmaterialet, og dette kan gi opphav til selektiv korrosjon av sveiser.

Venstre: Eksempel på selektiv sveisekorrosjon i en oljerørledning. Høyre: CO₂-korrosjonsangrep som utviklet seg i løpet av omtrent et år, etter at vannproduksjonen økte.

Så kommer vi til oljen og gassen (som om ikke vannkjemien og metallurgien var nok!). Råoljer kan inneholde noen beskyttende komponenter, men effektiviteten av disse er lite undersøkt. Den viktigste effekten av oljen er at den kan dispergere en viss mengde vann slik at vanndråpene ikke kommer særlig i kontakt med rørveggen, og det er da liten fare for korrosjon. Vannproduksjonen fra et felt øker gjerne med tiden, og fra enkelte eldre felt kan det bli produsert mer vann enn olje. I mange rørledninger må man derfor regne med at vannet strømmer i et lag på bunnen av røret. IFE har arbeidet med så godt som alle disse problemstillingene gjennom 25 års innsats, og fortsatt er det mange ting som kan forstås bedre, og løsninger som kan forbedres.

Korrosjonsbestandige materialer, slik som dupleks rustfritt stål, benyttes i enkelte komponenter, eller kortere rør, og 13% kromstål er nå dominerende i produksjonsbrønner. Men karbonstål regnes fortsatt som det eneste økonomisk mulige materialet for lange rørledninger. Det er derfor svært viktig å sette i verk effektive og robuste kontrolltiltak for å bremse korrosjonen til et akseptabelt nivå, som typisk er mindre enn 0.1 mm/år.

Effektive og robuste metoder for å bremse korrosjonen inkluderer:

1. Korrosjonsbestandige materialer – for spesielle anvendelser og korte rørstrekk
2. Korrosjonshemmere – dette er den mest anvendte metoden for å kontrollere innvendig korrosjon i flerfaserørledninger. Korrosjonshemmerene består av overflateaktive forbindelser som inneholder nitrogen eller fosfor. Disse stoffene adsorberer på ståloverflaten og beskytter mot korrosjon.
3. pH-stabilisering. Denne metoden går ut på å tilsette base til vannfasen slik at pH stiger, slik at det lettere dannes beskyttende filmer av jernkarbonat på stålveggene. Denne metoden er imidlertid begrenset til gass-kondensatrørledninger på grunn av faren for mineralavsetninger dersom formasjonsvann er tilstede. Brukes vanligvis sammen med glykol, som er en hydrathindrer. Denne gjennvinnes, og det er derfor i prinsippet ingen utslipp av kjemikalier med denne metoden.

Innvendige belegg benyttes per i dag hovedsaklig for å redusere trykktapet i gassrørledninger ved å redusere ruheten av rørveggen. Faktorer som har begrenset bruk av belegg er de svært korrosive betingelsene, og det faktum at belegget skal vare mange titalls år i et oljeholdig miljø, med små muligheter for reparasjon av skader.

CO₂-korrosjon har til nå utgjort det største korrosjonsproblemet i Nordsjøen, og er den korrosjonsformen IFE har arbeidet mest med. Korrosjonsratene kan ofte komme opp i flere titalls mm/år i fravær av effektive kontrolltiltak. Bildet under illustrerer noe av kompleksiteten forbundet med CO₂-korrosjon. Oppløst CO₂ reagerer med vann og danner karbonsyre, H₂CO₃. Denne angriper stålet, og blir omdannet til bikarbonat, HCO₃^- . Dette kan reagere med jernioner og danne jernkarbonat, FeCO₃, som kan beskyttede mot videre korrosjon ved høy temperatur, typisk over 80 °C. På prøven på bildet har man bare oppnådd delvis beskyttelse, og et lokalt angrep har fått utvikle seg.

Korrosjonsproduktfilmer av jernkarbonat kan beskytte mot CO2 korrosjon. Til venstre er stålet dekket med en tett jernkarbonatfilm. Til høyre har filmen forsvunnet, og stålet har korrodert kraftig. Filmen som kan sees i dette området er ukorrodert jernkarbid. Jernkarbid er en elektronisk leder og virker som en katode som kan akselerere korrosjonen.

Eddiksyre ble lenge oversett som korrosjonsproblem, men de siste årene har det blitt fokusert mer på dette bidraget, som kan gi korrosjonsrater av samme størrelse som CO₂. Etter hvert som feltene blir eldre kan de forsures pga bakterieaktivitet, og man får økende mengder av H₂S. Mange felter i andre deler av verden inneholder mye H₂S i tillegg til CO₂. Forskning på H₂S-korrosjon er en sterkt økende aktivitet i avdelingen.

Hva har vi oppnådd?

Foruten økt forståelse og sterk kompetanse kan det trekkes fram noen eksempler på konkrete og viktige resultater for industrien:

• Det har blitt utført en mengde feltspesifikk testing og utvikling som har dokumentert at det er mulig å benytte karbonstål som rørledningsmateriale. Kostnadene forbundet med rørledningene utgjør en betydelig del av kostnadene for en feltutvikling. Dersom det ikke hadde vært mulig å bruke karbonstål, ville det ikke vært mulig å bygge ut  mange av feltene.
• I de tidlige flerklientprosjektene ble det generert en stor mengde korrosjonsdata for CO₂ korrosjon, som ble brukt til å utvikle prediksjonsmodeller for industrien, slik som DeWaard-Milliams og NORSOK M506.
• pH-stabiliseringsteknikken ble opprinnelig tatt i bruk av Elf, men ble senere kvalifisert av  IFE gjennom flere prosjekter, og har nå blitt tatt i bruk i mange felter i Nordsjøen, og anvendes i økende grad internasjonalt. Metoden har ført til besparelser på hundretalls millioner kroner i feltutbygging og drift.
• Det har blitt utviklet protokoller for mer realistisk testing av korrosjonshemmere. Disse vil bli publisert av European Federation of Corrosion.
• Det har blitt utviklet retningslinjer vedrørende selektiv sveisekorrosjon (i samarbeid med The Welding Institute og CAPCIS).
• Det har blitt kvalifisert korrosjonshemmere som virker med store mengder H₂S.
• Det har blitt utviklet et korrosjonslaboratorium med utstyr for testing ved høye temperaturer og trykk, og ved svært korrosive betingelser.

Viktige forskningsområder i tiden framover inkluderer H₂S-korrosjon, bruk av korrosjonshemmere ved høy temperatur, og korrosjonsbeskyttelse ved pH-stabilisering.