Der Korrosion im Offshore-Bereich zuvorkommen

Von Bruce Toews, Global Market Director – Oil & Gas, und Johnny C. Pourciau, Oil & Gas Market Director – Vereinigte Staaten, Kanada und Karibik

Wichtige Akteure der Erdölindustrie, die Bohr- und Produktionsanlagen im Golf von Mexiko, in der Nordsee und in anderen Offshore-Gebieten besitzen, betreiben und warten, stehen vor ständigen Korrosionsproblemen. Der hohe Salzwassergehalt des Ozeans sowie die extremen Luft- und Unterwassertemperaturen sind für Plattformen und Ausrüstungen auf der Oberseite sehr gefährlich und belasten die Beschichtungssysteme, die die Stahlkonstruktionen über, um und unter der Spritzwasserzone schützen. Der ständige Bedarf an Korrosionsschutz und -minderung macht die Instandhaltung dieser Strukturen teuer.

Obwohl die durch die raue Meeresumwelt verursachte Korrosion bekannt ist, können sich Eigentümer und Betreiber von Offshore-Plattformen glücklich schätzen, wenn die Schutzbeschichtungen ihrer Anlagen vier bis sechs Jahre halten. Sehr oft berichten Öl- und Erdgasproduzenten jedoch, dass die in vorgelagerten Anwendungen verwendeten Beschichtungen nur 18 bis 24 Monate halten, bevor Wartungsteams größere Reparaturen durchführen müssen, einschließlich des Strahlens und der Neubeschichtung des Stahls, um den Schutz wiederherzustellen. Diese Unterbrechungen sind kostspielig und ineffizient, da sie häufig die Produktionsraten verlangsamen. Darüber hinaus sind die Unterbringungsmöglichkeiten auf den Plattformen sehr begrenzt, so dass es nur wenige Möglichkeiten gibt, Beschichter an Bord zu bringen, um Wartungsarbeiten durchzuführen.

Um den Akteuren in der vor-, mittel- und nachgelagerten Öl- und Gasindustrie dabei zu helfen, die Lebensdauer ihrer Anlagen zu verlängern, hat Sherwin-Williams Protective & Marine begonnen, den Korrosionsschutz für diese Betriebsumgebungen zu überdenken. Viele Akteure der Branche setzen noch immer auf ältere Systeme, doch die Akteure der Öl- und Gasindustrie wünschen sich innovative Systeme, die die betriebliche Effizienz und Exzellenz fördern.

Um den Bedürfnissen der Kunden nach Verlängerung der Lebensdauer und Verringerung der Ausfallzeiten ihrer Offshore-Anlagen gerecht zu werden, hat Sherwin-Williams ein beschleunigtes Testprotokoll zur Bestimmung der Leistungsfähigkeit verschiedener Beschichtungssysteme entwickelt. Die Ergebnisse sind überraschend und legen nahe, dass die Branche neue Spezifikationsstrategien in Betracht ziehen sollte.

Vollständige Prüfung mit verschiedenen Oberflächenvorbereitungen

Die für das Prüfverfahren ausgewählten Beschichtungsarten repräsentieren sowohl „typische“ als auch „atypische“ Systeme für den atmosphärischen Einsatz. Die Studie umfasste auch eine Vielzahl von Substratprofilen, um die auf Offshore-Anlagen anzutreffenden Winkel zu duplizieren und sicherzustellen, dass alle korrosionsgefährdeten Bereiche gründlich untersucht wurden.

Zu Beginn des Verfahrens trugen die Labortechniker 11 Beschichtungssysteme auf Testplatten mit unterschiedlichen Oberflächenvorbereitungen auf. Zu den Verfahren für die Oberflächenvorbereitung gehörten: Sandstrahlen (gemäß SSPC-SP10) bei einer Gruppe von Platten; Sandstrahlen mit 25 µg/cm² Cl^- bei einer anderen Gruppe; Ultrahochdruck-Wasserstrahlen (gemäß NACE Nr. 5 WJ-2/Moderate Flash Rust) bei einer anderen Gruppe; und eine Behandlung mit Elektrowerkzeugen (gemäß SSPC-SP11) vor der Kontamination mit 25 µg/cm² Cl^- Cl- bei der letzten Gruppe.

Die Labortechniker bereiteten die (gemäß SSPC-SP10) mit 25 µg/cm^g/cm2 Cl^- kontaminierten Platten vor, indem sie sie gleichmäßig mit einer bekannten Menge einer wässrigen Lösung besprühten. Die Platten wurden dann bis zu einem mäßigen Grad entrostet (wie in NACE Nr. 5 beschrieben). Die Chloridkonzentration auf den kontaminierten Platten wurde mit Hilfe eines handelsüblichen Testsets für lösliche Salze auf 24 µg/cm² bestimmt.

Die Platten, die mit Ultrahochdruckwasserstrahlen behandelt wurden, rosteten 30 Tage lang in einer leicht industriellen Umgebung (gemäß SSPC VIS-3 Bedingung C). Danach führten die Techniker ein Ultrahochdruckwasserstrahlen (basierend auf NACE Nr. 5 WJ-2) mit Wasser bei 30.000 psi durch. Die Platten wurden vor der Beschichtung wie oben beschrieben mäßig entrostet.

Die Platten, die mit dem Elektrowerkzeug behandelt wurden, wurden durch Rosten nach dem oben beschriebenen Verfahren vorbereitet. Anschließend wurde mit einem Elektrowerkzeug eine Oberflächenvorbereitung (gemäß SSPC-SP11) durchgeführt, und danach wurde eine Salzlösung auf die Platte gesprüht, was wiederum zu mäßigem Flugrost führte.

Naturgetreue Expositionsbedingungen imitieren Offshore-Belastungen

Jeder Testplattensatz wurde den folgenden vier Bedingungen ausgesetzt:

a)     NACE TM0304 (d. h. zyklische Bewitterung gemäß einer modifizierten ASTM D5894-16), wobei der Elektrolyt synthetisches Meerwasser war

b)     Außenexposition in einem Winkel von 30° zum Meer in einer warmen Umgebung

c)      Außenexposition in einem 45°-Winkel nach Süden in einer leichten Industrieumgebung

d)     Außenexposition in einem Winkel von 30° zum Meer in einer kalten Umgebung

Anschließend unterzogen die Labortechniker jede der Beschichtungen vier Arten von Analysen. Zunächst wurde eine visuelle Analyse der Außenseite durchgeführt, um Anzeichen für Schäden oder Korrosion, Unterschneidungen und Farb- oder Glanzverluste zu ermitteln. Bei dieser Analyse wurden auch die Oberflächenkanten auf Blasenbildung, Rost, Kriechspuren oder Anzeichen sichtbarer Schäden untersucht. Danach testeten die Techniker die Beschichtungen mit elektrochemischer Impedanzspektroskopie. Drittens bewerteten sie die Durchlässigkeit der Beschichtungen vor und nach der Exposition der Testplatten unter den oben genannten Bedingungen. Schließlich testete das Labor die Platten mit Hilfe der Fourier-Transform-Infrarot-Spektroskopie, bevor und nachdem sie den oben genannten simulierten Wetter- und Temperaturbedingungen ausgesetzt wurden, um die chemischen Eigenschaften der Beschichtungen zu analysieren und ihre Gesundheit zu bewerten.

Ein Spitzenkandidat zeichnet sich ab

Nach 24 Monaten des 36-monatigen Testprotokolls hat Sherwin-Williams bereits festgestellt, dass ausgewählte Ein- und Zweischichtsysteme im Vergleich zu den traditionellen Dreischichtsystemen größere Vorteile bieten. In diesem fortgeschrittenen Stadium der Studie hat die Anwendung von Corothane^® I – GalvaPac 1K Zinc Primer, einer organischen, zinkhaltigen, feuchtigkeitshärtenden Urethan-Grundierung von Sherwin-Williams, bisher die besten Ergebnisse gezeigt. Dieses und andere zinkhaltige Grundierungssysteme weisen eine überragende Korrosionsbeständigkeit auf und haben nach 24 Monaten im Testverfahren keine größeren Ausfälle gezeigt.

Zweitens wurde in Tests festgestellt, dass die Schichtdicke eines Beschichtungssystems nur dann zum Korrosionsschutz bei Offshore-Anwendungen beiträgt, wenn sie extrem hoch ist. Darüber hinaus haben die Tests gezeigt, dass ein dünner Film aus hoch UV-beständigem Fluorpolymer die Korrosion in diesen Bereichen verhindert.

Wenn die Ergebnisse dieses Testprotokolls im Jahr 2020 vorliegen, werden Eigentümer und Betreiber von Ölplattformen sowie Unternehmen, die Öl und Gas transportieren, lagern, raffinieren und vertreiben, ein klareres Bild davon haben, welche Systeme das geringste Korrosionspotenzial und die längsten Wartungsintervalle bieten. Außerdem dürften die Ergebnisse der neuen Prüfmethode den mit der Instandhaltung befassten Unternehmen sowie den Verarbeitern und Ingenieurbüros zugutekommen.

Seit Jahrzehnten besteht das Hauptziel der Sherwin-Williams Protective & Marine Division darin, neue Systeme zu entwickeln, die die Langlebigkeit in allen Segmenten der Öl- und Gasindustrie fördern, indem sie die Korrosion durch die strategische Auswahl von Schutzbeschichtungen mindern. Dieses neue Testprotokoll ist ein Beispiel für das Engagement des Unternehmens, neue Beschichtungstechnologien, Systeme und Produkte voranzutreiben, die bessere Beschichtungsspezifikationen, Korrosionsschutz und Ergebnisse ermöglichen.