Durch SRB verursachte Korrosionsrate in einer Ölanlage um den Faktor 10 reduziert

In dieser Sammelstation werden Öl und Wasser getrennt. Der Prozess wird durch Wärme unterstützt, die in das System eingebracht wird. Das größte Problem der Anlage ist die Korrosion. Da das Ölfeld am Chinesischen Meer liegt, wird viel Brackwasser verwendet, um den Lagerstättendruck aufrechtzuerhalten. Mit diesem Brackwasser gelangen große Mengen Salz in die Lagerstätte, wodurch das Produktionswasser sehr aggressiv wird. Das Rohöl wird stromabwärts weiterverarbeitet, während das Produktionswasser zurückgepumpt wird, um den Druck in den Bohrungen zu stützen. Vor Kurzem stellte der Kunde einen hohen SRB-Gehalt im Produktionswasser fest. Es wird angenommen, dass dies zur Korrosion im System beiträgt. Die Korrosion wird auf übliche Weise mit Korrosionscoupons gemessen.

Der Kunde hat den Grenzwert für die Korrosion auf 0,0076 mm pro Monat festgelegt. Die tatsächlichen Werte liegen weit darüber. Das bedeutet, dass sich die Lebensdauer der Ausrüstung drastisch verkürzt hat. Auch der SRB-Wert ist zu hoch. Während 100 KBE/ml akzeptiert werden, erreichten die tatsächlichen Werte 6000 und mehr, wie in der obigen Tabelle zu sehen ist. Sämtliche Werte sind Monatsmittelwerte. Dazu wurden die Einzelwerte addiert und durch die Anzahl der entnommenen Proben beziehungsweise durchgeführten Messungen geteilt.

Merus wurde etwa Anfang Juni an allen Zuleitungen zum überwachten Behälter installiert. Um den Fortschritt zu beurteilen, verglichen wir die durchschnittliche Korrosionsrate der 4 Monate vor mit den 4 Monaten nach der Installation. Der Installationsmonat wurde nicht berücksichtigt, weil Merus nicht über den gesamten Zeitraum vorhanden war und deshalb keine eindeutige Aussage zu erwarten war. Vergleichen wir den rot markierten Durchschnitt der 4 Monate vor der Installation mit dem grün markierten Durchschnitt der 4 Monate danach, ergibt sich folgendes Ergebnis:

Korrosionsrate vor Merus: 0,14325 mils pro Monat

Korrosionsrate nach Merus: 0,015775 mils pro Monat

Das Ergebnis ist eindeutig: Die Korrosionsrate im zweiten Zeitraum ist fast um den Faktor 10 geringer als im ersten. Merus hat das vom Kunden vorgegebene Ziel zwar nicht erreicht. Eine um den Faktor 10 geringere Korrosion deutet jedoch darauf hin, dass die Ausrüstung deutlich länger halten wird als bisher.

Gleichzeitig betrachteten wir die SRB, die für die hohe Korrosionsrate verantwortlich gemacht werden. Hier sind die Ergebnisse weniger eindeutig. Dies könnte mit den Schwierigkeiten solcher Messungen zusammenhängen. Zwar zeigt sich ein Trend zu weniger SRB, im Vergleich zur Korrosionsrate scheint jedoch eine Unstimmigkeit vorzuliegen.

Dieses Phänomen hat Merus auch an anderen Standorten beobachtet. Offenbar sinkt die Korrosion wesentlich stärker, obwohl weiterhin SRB vorhanden sind, wenn auch in geringerer Anzahl. Aus theoretischer Sicht sehen wir einen Zusammenhang, doch es ist noch zu früh, hier näher darauf einzugehen. Wir werden uns auf dieses Thema konzentrieren und unsere Website aktualisieren, sobald Belege vorliegen.

Es gibt sehr klare Belege für

Eine um den Faktor 10 geringere Korrosion hat einen sehr großen Einfluss auf die Lebensdauer dieses Systems. Wir kennen Pipelines mit einer erwarteten Lebensdauer von 30 Jahren, deren Lebensdauer angesichts der tatsächlichen Korrosionsraten auf weniger als 5 Jahre sinkt.