So verlängern Sie die Lebensdauer von Schutzbeschichtungen in Unterwasserumgebungen

Langlebige und kompatible Schutzbeschichtungen verlängern die Produktionsfähigkeit von Bohrungen

von Travis Crotwell, Business Development Manager – Upstream Oil & Gas, Sherwin-Williams Protective & Marine

Hunderte bis sogar Tausende von Metern unter der Meeresoberfläche werden Öl- und -Gasförderanlagen auf dem Meeresboden und darunter betrieben, um wertvolle Ressourcen aus Bohrungen zu gewinnen und diese zu nahe gelegenen Förder- und Speicheranlagen an der Oberfläche zu pumpen. Zwar können in einem bestimmten Gebiet mehrere Bohrungen durchgeführt werden, doch ist es finanziell nicht tragbar, mehrere Offshore-Plattformen zur Erschließung dieser verschiedenen Lagerstätten zu betreiben. Stattdessen setzen die Öl- und Gasproduzenten auf Unterwasseranbindungen ein, um jede Lagerstätte mit einer einzigen bestehenden Förderanlage zu verbinden, die bis zu 50 km entfernt sein kann.

Diese Anbindungen umfassen eine große Anzahl von Unterwassergerätschaften, die für die Druckbeaufschlagung von Systemen, die Aufrechterhaltung hoher Temperaturen, die Trennung von Feststoffen und Flüssigkeiten und andere Tätigkeiten im Zusammenhang mit der Gewinnung von Rohstoffen aus der Erde und deren Beförderung zu festen Plattformen und Floating Production Storage and Offloading (FPSO) Vessels verantwortlich sind. Je länger diese Anlagen ohne Wartung betrieben werden können, desto besser. Diese Zeitspanne sollte mindestens der voraussichtlichen Förderdauer des Förderfeldes entsprechen. So müssen die Öl- und Gasproduzenten ihre Anlagen nicht zu hohen Kosten für eine Zwischenwartung an die Oberfläche holen.

Angesichts der üblichen Förderdauer von 25 Jahren oder mehr für viele Öl- und Gaslagerstätten erwarten die Produzenten eine solche Lebensdauer oder länger nicht nur von den Anlagen selbst, sondern auch von den Beschichtungen, mit der die Anlagen zum Schutz vor Korrosion behandelt werden. Wenn diese Beschichtungen vorzeitig versagen, können auch die Anlagen ausfallen, was zu erheblichen Produktivitäts- und Geldverlusten für eine Lagerstätte führen und ihre Gesamtkapitalrendite verringern kann. Da Lagerstätten heute eine Förderdauer von 30 Jahren oder mehr erreichen, müssen die Produzenten von Anfang an Technologien für robustere Schutzbeschichtungen in Betracht ziehen, um die Lebensdauer ihrer Unterwasserausrüstung zu verlängern. Auf diese Weise können die Anlagen während der gesamten Förderdauer der Lagerstätte unter Wasser verbleiben, was die Gesamtbetriebskosten für Unterwasseranbindungen senkt und den Produzenten hilft, ihren Gewinn zu schützen.

Der Bedarf an robusten Beschichtungen zum Schutz empfindlicher Anlagen

Wenn Unternehmen eine neue Lagerstätte für die Öl- oder Gasförderung ausfindig machen, führen sie Analysen durch, um die voraussichtliche Förderdauer des Feldes zu bestimmen. In vielen Fällen ist davon auszugehen, dass die Lagerstätte mehr als zwei Jahrzehnte lang Öl fördern wird. Man geht also von einem allgemeinen Richtwert von 25 Jahren für den Schutz der empfindlichen und teuren Unterwasserbohr- und -förderanlagen aus, damit diese während der gesamten Förderdauer der Lagerstätte zuverlässig betrieben werden können. Aufgrund des zunehmenden Trends zu Unterwasseranbindungen, die die Förderdauer bestimmter Felder weiter verlängern, verlängert sich auch diese Lebensdauer in einigen Lagerstätten. Inzwischen sind 30 Jahre und mehr ein gängiges Langlebigkeitsziel, das Hersteller von Anlagen und Beschichtungen erfüllen müssen, um eine stabile, ununterbrochene Leistung zu gewährleisten.

Unterwasseranlagen sind während ihrer gesamten Lebensdauer einer Vielzahl von Belastungen ausgesetzt: Sie stehen häufig unter Druck, werden unter hohen Temperaturen betrieben und müssen den Transport und das Eintauchen in die raue, korrosive Umwelt unterhalb der Meeresoberfläche überstehen. Unter diesen Betriebsbedingungen müssen Beschichtungssysteme Haltbarkeit, Langlebigkeit und Schutz vor Korrosion bieten, unabhängig von der Art der zu schützenden Anlagen und davon, ob ein kathodischer Schutz als Reserve vorhanden ist oder nicht. Bei unter Druck stehenden Anlagen steht jedoch am meisten auf dem Spiel, da ein Versagen der Beschichtung zur Korrosion an solchen Anlagen führen kann, was katastrophale Folgen nach sich zieht.

Um zu gewährleisten, dass alle Anlagen während der gesamten Förderdauer einer Lagerstätte eine sichere und zuverlässige Leistung erbringen, hält sich die Öl- und Gasindustrie an feste Normen und Anforderungen. Dazu gehören die Normen und Anforderungen der Internationalen Organisation für Normung (ISO), der CSA Group, von NORSOK und NACE International sowie ergänzende Anforderungen von Betreibern wie Saudi Aramco, Shell und Chevron. Die Normen und Spezifikationen für jede Anlage hängen von den Parametern des Projekts ab, die sich jeweils aus den grundlegenden Anforderungen nach ISO, NORSOK und anderen ergeben.

Minderung von Betriebs- und Transportbelastungen

Die Langlebigkeit von Unterwasseranlagen wird durch eine Vielzahl von Herausforderungen und Belastungen auf den Prüfstand gestellt – unter anderem durch den Druck, der durch die Lage auf dem Meeresgrund entsteht. Alle beschichteten Anlagen, die zwei bis drei Jahrzehnte unter Wasser verbleiben, müssen ausreichend korrosionsbeständig sein und gleichzeitig den extremen Anforderungen bei der unterseeischen Öl- und Gasförderung standhalten. Dazu gehört auch, dass die Beschichtungen stoß- und abriebfest sind und kein Wasser durchdringen kann. Das bedeutet auch, dass die Beschichtungen den extrem hohen Temperaturen des geförderten Öls standhalten und mit den verschiedenen Isoliersystemen – einschließlich dicker, nahtloser Silikonsysteme – kompatibel sein müssen, die auf den Rohren und Anlagen installiert werden, um das Öl für die Verarbeitung unter Wasser und den Transport an die Oberfläche warmzuhalten. Diese Beschichtungseigenschaften sind nicht nur für die Lebensdauer der Unterwasseranlagen entscheidend, sondern auch für die Aufrechterhaltung eines hohen Maßes an Leistung und Rentabilität.

Sherwin-Williams bietet ein umfassendes Sortiment an Flüssigbeschichtungen für die unterschiedlichen Anforderungen von unterseeischen Öl- und -Gasanlagen, die verschiedenen Betriebstemperaturen ausgesetzt sind. Sowohl das schnell aushärtende Epoxidharz Macropoxy 646 als auch das Glassflake-Epoxidharz Macropoxy M922 wurden nach den Normen NORSOK M-501, Rev. 6, Kategorie 7B geprüft und können für tragende Bauteile verwendet werden, die im Betrieb keinen hohen Temperaturen ausgesetzt sind. Für Bauteile, die unter höheren Temperaturen betrieben werden, bietet Sherwin-Williams eine Reihe von Beschichtungen an, die nach den Richtlinien von NORSOK M-501, Rev. 6, Kategorie 7C geprüft wurden und in der Regel unterhalb der Isolierung verwendet werden können. Zu diesen Systemen gehören Macropoxy M922, das für Temperaturen bis zu 80 °C (176 °F) geeignet ist, und Dura-Sub™ C1330 Epoxidharz, das für Betriebstemperaturen bis zu 180 °C (356 °F) verwendet werden kann. Darüber hinaus kann Dura-Sub C1230 Epoxidharz noch höheren Temperaturen bis zu 200 °C (392 °F) standhalten.

Auch wenn es bei der Haltbarkeit und Langlebigkeit von Beschichtungen für den Einsatz unter Wasser hauptsächlich darauf ankommt, dass die Beschichtungen während der Nutzungsdauer der Anlagen halten, müssen sich die Hersteller auch der Belastungen bewusst sein, denen diese Beschichtungen ausgesetzt sein können, bevor sie überhaupt verwendet werden. Solche Anlagen müssen zunächst montiert und zum Standort des Bohrlochs transportiert werden, was eine Reihe von besonderen Anforderungen an die Haltbarkeit mit sich bringt. Im Falle von Projektverzögerungen kann es vorkommen, dass einige Anlagen beim Hersteller gelagert werden müssen oder wochen- oder monatelang im Hafen stehen. Eine längere Exposition gegenüber ultravioletter Strahlung (UV) und der Meeresluft während dieser Zeit kann die Haltbarkeit der aufgetragenen Beschichtungen verringern, was ihre Schutzwirkung um wertvolle Jahre mindern und somit die Lebensdauer der Anlagen verkürzen kann.

Angesichts dieser Herausforderung können sich Hersteller für ein Produkt wie Dura-Sub C1230 Epoxidharz von Sherwin-Williams Protective & Marine entscheiden. Dieses wurde gemäß NORSOK M-501, Rev. 6, Kategorie 7A für Spritzwasserzonen geprüft, welche die UV-Belastung einschließt und die UV-Beständigkeit und die Gesamtleistung der Beschichtung misst. Bei der Prüfung wird die Beschichtung drei Tage lang UV-Strahlung ausgesetzt, gefolgt von drei Tagen salzhaltigem Sprühnebel und schließlich einem Gefrier- und Tauvorgang. Dieser Zyklus wird mehrere Wochen lang wiederholt, bis die Beschichtung ihre Haltbarkeit über 4.200 Stunden lang erfolgreich unter Beweis gestellt hat. Dura-Sub C1230 und andere Epoxidharze von Sherwin-Williams erlangen ihre verbesserte UV-Beständigkeit durch die hohe Vernetzungsdichte ihrer Ultra-High-Solid-Novolake.

Kompatibilität auch mit komplexen Systemen
Unterwasserinstallationen umfassen ein komplexes Netz aus Ventilen, Rohrleitungen und Anschlüssen, die den Öl- oder Gasfluss von einer Lagerstätte zur Verarbeitungsanlage steuern und kanalisieren. In einem beliebigen Unterwasser-Fördersystem können verschiedene Komponenten von unterschiedlichen Erstausrüstern (OEMs) stammen. Diese Komponenten werden zu einem Hersteller transportiert, der die tragenden Bauteile und die verschiedenen Komponenten zu einer einzigen zusammenhängenden Struktur zusammensetzt. Schließlich führt der Hersteller alle abschließenden Schritte an dem zusammengesetzten Unterwasser-Fördersystem durch, die notwendig sind, um das System auf die Betriebsaufnahme vorzubereiten.

Jeder Erstausrüster kann unterschiedliche Spezifikationen für seine Komponenten haben, was hohe Anforderungen an die Kompatibilität der Beschichtungen stellt. Die Beschichtungen für Unterwasser-Fördersysteme müssen mit den verschiedenen Industriestandards und OEM-Spezifikationen kompatibel sein; außerdem müssen die Korrosionsschutzbeschichtungen mit der über ihr installierten Isolierung kompatibel sein. Bei jeder Anwendung prüft Sherwin-Williams die Spezifikationen und die Kompatibilität der üblicherweise verwendeten Beschichtungen mit den Spezifikationen der üblicherweise verwendeten Isolierungen in Unterwasser-Fördersystemen und -anbindungen.

HOT-Pipeline-Beschichtungen für Offshore-Bohrungen bei höheren Temperaturen

Da Öl- und Gasproduzenten immer tiefere und schwierigere Gebiete für Offshore-Bohrungen ins Visier nehmen, müssen die Anlagen und Beschichtungen anspruchsvollen Umgebungen und steigenden Temperaturen standhalten können. Mit jedem in die Tiefe gebohrten Kilometer steigt die Temperatur des geförderten Rohstoffs um ca. 25 °C (77 °F). Ältere Beschichtungen sind nicht in der Lage, die erhöhte Hitzeeinwirkung bei außergewöhnlich tiefen Bohrungen zu bewältigen, was zu Ausfällen führt und die Sicherheit der Pipeline gefährdet.

Dank neuer Beschichtungslösungen können die Explorationsaktivitäten jedoch in neue Tiefen vordringen. Die für hohe Betriebstemperaturen (HOT) ausgelegten, schmelzgebundenen Epoxidharz(FBE)-Beschichtungen der Sherwin-Williams Dura-Sub™ C-Familie zur Behandlung von Unterwasserrohrleitungen können jetzt Betriebstemperaturen von bis zu 180 °C (356 °F) standhalten und sind für zukünftig noch extremere Temperaturen geeignet.

HOT-FBE-Beschichtungen bieten ein ausgewogenes Verhältnis zwischen mehreren miteinander verknüpften Leistungseigenschaften, um hohen Temperaturen standzuhalten. Die heutigen HOT-FBE-Beschichtungen weisen höhere Glasübergangstemperaturen (T_g) auf, sodass Pipeline-Betreiber Beschichtungen mit T_g-Werten spezifizieren können, die mindestens 5 °C (9 °F) über der höchsten Betriebstemperatur des Rohres liegen. Dadurch wird sichergestellt, dass die Beschichtungen hart und glasartig bleiben und besser haften. Die neuen HOT-FBE-Beschichtungen behalten jedoch trotz ihrer hohen T_g -Werte ein hohes Maß an Flexibilität bei. Dadurch wird gewährleistet, dass Rohre an Land verbunden und im R-Verfahren verlegt werden können, was im Vergleich zum Schweißen und Beschichten der Pipeline-Verbindungen auf See von einem Lastkahn aus Zeit und Geld spart. Hohe T_g-Werte bilden außerdem eine stärkere Barriere gegen Wasser und Partikel, die Korrosion verursachen, und sind beständiger gegen Beschädigungen.

Für ein Projekt wird je nach den Projektanforderungen eine bestimmte Art von Isolierung verwendet: zum Beispiel entweder glas-syntaktisches Polyurethan oder eine Wärmedämmung auf Silikonbasis für höhere Betriebstemperaturen. Die Hersteller müssen möglicherweise einen Übergangspunkt zwischen den Korrosionsschutzbeschichtungen und der Isolierung berücksichtigen. Der Beschichtungslieferant kann den Hersteller bei der Bestimmung der Kompatibilität und der Ermittelung einer geeigneten Spezifikation für die beiden Materialien unterstützen.

Die Hersteller und Monteure der Anlagen, die Unterwasser-Fördersysteme wiederholt beschichten, müssen dabei so effizient wie möglich vorgehen, um Verzögerungen zu vermeiden und einen reibungslosen Ablauf zu gewährleisten. Sherwin-Williams hilft Herstellern, die während der Produktion für die Beschichtung aufgewendete Arbeitszeit zu verkürzen, indem wir die Beschichtungen entsprechend den erforderlichen Spezifikationen vorqualifizieren. Ferner ermöglicht Sherwin-Williams den Herstellern schnellere Aushärtungszeiten durch die Verwendung von Ultra-High-Solid(UHS)-Flüssigepoxiden. UHS-Beschichtungen reduzieren die Menge an Lösemitteln, die verdampfen muss, sodass sie schneller aushärten als Produkte mit 70 bis 75 Vol.-% Feststoff. Mit UHS-Beschichtungen können die Hersteller die zweite Schicht viel schneller auftragen und die beschichteten Anlagen früher transportieren – beides wichtige Verbesserungen für die Effizienz.

Die in Unterwasser-Fördersystemen verwendete Isolierung besteht in der Regel aus einem dicken, nahtlosen Material, und es werden keine zusätzlichen Korrosionsschutzbeschichtungen auf der Isolierung verwendet. Die Kompatibilität der Isolierung mit der darunter aufgetragenen Korrosionsschutzbeschichtung ist jedoch von entscheidender Bedeutung, um eine Delamination zu verhindern und die Durchflussleistung aufrechtzuerhalten. Einige Beschichtungen sind zwar gut geeignet, um eine starke Verbindung zwischen der Beschichtung und der Isolierung herzustellen, es gibt jedoch noch Raum für Verbesserungen. Sherwin-Williams testet daher derzeit neue Technologien, um die Verbindung zwischen Beschichtung und Isolierung zu verbessern, darunter neue Beschichtungen mit zusätzlichen Haftvermittlern.

Erhöhte Langlebigkeit für Unterwasserprojekte

Da Öl- und Gasproduzenten nach neuen Wachstums- und Entwicklungsmöglichkeiten Ausschau halten, stehen sie vor der Herausforderung, sowohl neue Gebiete für die Exploration zu finden als auch ihre bestehenden Tätigkeiten effizienter zu gestalten. Hochleistungsbeschichtungen unterstützen diese beiden Ziele, indem sie die Betriebsdauer von Unterwasser-Fördersystemen und anderen Anlagen verlängern und die notwendige Leistungssteigerung bieten, um steigenden Temperaturen und externen Belastungen standzuhalten.

ÜBER DEN AUTOR

Travis Crotwell ist Business Development Manager – Upstream Oil & Gas bei Sherwin-Williams Protective & Marine. Crotwell ist unter anderem als Korrosionsspezialist tätig und bietet technische Unterstützung für Eigentümer, Betreiber und EPC-Unternehmen. Außerdem ist er für Marktmöglichkeiten und Marktentwicklung im Upstream-Marktsegment für Öl und Gas verantwortlich. Crotwell verfügt über 16 Jahre Branchenerfahrung, davon 15 Jahre bei The Sherwin-Williams Company, wo er zuvor als Field Technical Service Representative, NACE Coatings Inspector, Protective Coatings Specialist und Project Development Manager tätig war. Crotwell ist NACE CIP Certified Coating Inspector, SSPC CCI Certified Coatings Technician und Vorstandsmitglied des SSPC Gulf Coast Chapter. Kontakt: Travis.M.Crotwell@sherwin.com.

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