Ein Argument für eine bessere Prüfung von Unterwasserbeschichtungen

Eine Analyse von Beschichtungen, die über die Mindestanforderungen hinausgeht, offenbart ihre tatsächlich erwartbaren Leistungen

von Neil Wilds, Global Product Director – CUI, und Dr. Jeffrey David Rogozinski, Global Product Director – Fusion-Bonded Epoxy/Pipe, für Sherwin-Williams Protective & Marine

Eine Person überprüft die Ergebnisse eines Steinschlagtests

Standardprüfungen sind erforderlich, um die Leistung von Beschichtungen in einer Unterwasserumgebung zu validieren. Doch allzu oft belegen solche Prüfungen nur, dass ein Produkt oder eine Beschichtung lediglich die Mindestanforderungen erfüllt. In Anbetracht der Vielfalt der sich abzeichnenden und erwarteten Trends und Bedürfnisse, die die Offshore-Industrie prägen, ist dies nicht mehr ausreichend.

Zu diesen Einflussfaktoren gehören:

Mehr Unterwasseranlagen: Immer mehr Offshore-Produktionsstrukturen befinden sich unter Wasser, wobei vorhandene schwimmende Anlagen durch den verstärkten Einsatz von Subsea Umbilicals, Risers and Flowlines (SURF-Anlagen) genutzt werden.
Längere Betriebszeiten der Bohrungen: Neue Gewinnungstechniken verlängern die Lebensdauer von Unterwasserbohrungen, sodass Anlagen, die einst für eine Lebensdauer von 20 Jahren ausgelegt waren, häufig viel länger eingesetzt werden müssen. Um dies ohne übermäßige Wartungs-, Reparatur- und/oder Ersatzkosten zu erreichen, müssen sich die Hersteller auf Beschichtungen verlassen können, die einen Korrosionsschutz von bis zu 30 Jahren bieten.
Höhere Betriebstemperaturen: Tiefere Offshore-Bohrungen fördern heißeres Öl, was zu höheren Betriebstemperaturen von Pipelines und Anlagen sowie zu größeren Temperaturunterschieden gegenüber dem Meerwasser führt. Die Förderung bei höheren Temperaturen stellt eine erhebliche thermische Belastung für die Beschichtungen dar, was die chemischen Reaktionen beschleunigen kann, die zu Korrosionsschäden führen.
Unvorhergesehene Verzögerungen: Logistische, politische und behördliche Ereignisse können oft dazu führen, dass sich Unterwasserprojekte verzögern, wodurch beschichtete Rohre und Ausrüstungen möglicherweise monatelang oder länger vor der Installation den schädlichen Auswirkungen des photochemischen Abbaus durch UV-Licht, der Korrosion durch die Meeresatmosphäre und physischen Schäden ausgesetzt sind. Wenn Unterwasserbeschichtungen diesen unerwarteten Herausforderungen nicht gewachsen sind, müssen die Hersteller entweder die Installation potenziell gefährdeter Rohre und Anlagen riskieren, teure Schutzvorrichtungen vor Ort einsetzen, um die Anlagen zu schützen, oder eine kostspielige Sanierung der Beschichtung vor Ort in Kauf nehmen, was zu einer minderwertigen Qualität führt.

Diese Faktoren erfordern zusätzliche Messungen der Leistung der Beschichtungen, die über die heute üblichen Prüfungen auf die Einhaltung der Mindestanforderungen hinausgehen. Das bedeutet, dass Eigentümer und EPC-Unternehmen (Engineering, Procurement and Construction) über diese Standardprüfungen hinausgehen und umfassendere Laborprüfungen und Daten heranziehen müssen, die enger mit der spezifischen Konstruktion, die beschichtet werden soll, und den Eigenschaften der ausgewählten Beschichtung korrelieren. Außerdem sollten die Prüfungen die Merkmale der Bohrung, des geförderten Öls und der Unterwasserumgebung berücksichtigen, in der die Produktionsanlagen eingesetzt werden.

Aus diesem Grund ist es für die Industrie am ratsamsten, zusätzlich zu den Prüfungen, die die etablierten Mindestanforderungen der Industrie erfüllen, weitere Prüfungen durchzuführen, die über die bestehenden Normen hinausgehen und die strukturellen und mechanischen Grenzen der Beschichtungen ausloten. Die einzige Möglichkeit, die langfristige Leistung einer Beschichtung zuverlässig zu messen, besteht darin, sie so lange zu prüfen, bis sie nachgibt. Der Prozess des „Nachgebens“ einer Beschichtung zeigt uns, was wir über ihre tatsächlichen Leistungsgrenzen wissen müssen, während der Wunsch, diese Grenzen zu überwinden, Bereiche für die zukünftige Entwicklung von Beschichtungen aufzeigt.

Leistungsanforderungen an Beschichtungen

Bevor wir uns mit den aktuellen Prüfanforderungen der Branche befassen, wollen wir uns kurz mit den grundlegenden Leistungsanforderungen an Beschichtungssysteme befassen, unabhängig davon, ob es oberirdisch, unterirdisch oder unter Wasser eingesetzt wird:

1. Haftung: Nach dem Auftragen und Aushärten sorgt eine gute Haftung für eine gleichmäßige Verbindung zwischen Stahl und Beschichtung an allen Stellen. Natürlich muss diese Haftung auch dann noch bestehen, wenn die Anlage ihrer Betriebsumgebung ausgesetzt ist und dort eingesetzt wird. Beispiele für schlechte Haftung sind:

a. kathodische Enthaftung – Haftungsverlust an der Stahloberfläche aufgrund der Reaktion der Beschichtung mit freien Wasserstoffmolekülen durch kathodischen Strom.

b. Sprödigkeit/Verlust der Plastizität aufgrund von austretenden Lösungsmitteln, die dazu führen können, dass die Beschichtung unter Biegebeanspruchung reißt oder bricht.

c. Korrosive Unterwanderung – Korrosion in einem freiliegenden Bereich, die angrenzende beschichtete Bereiche „unterwandert“ und die Ausbreitung der Korrosion ermöglicht.

2. Barriereeigenschaften: Um zu verhindern, dass Wasser, Sauerstoff, Elektrolyte oder andere korrosionsfördernde Stoffe in eine Beschichtung eindringen und die geschützte Oberfläche darunter erreichen, bilden Beschichtungen eine physikalische Barriere – eine dichte, netzartige, vernetzte chemische Struktur –, die die Stahloberfläche versiegelt. Ein Versagen der Barriere tritt auf, wenn eine äußere Belastung – wie hohe Temperatur, UV-Strahlung oder chemischer Angriff – das Barrierenetz ausdehnt oder öffnet, wodurch Freiräume entstehen, die groß genug sind, dass Elektrolyte eindringen und einen chemischen Angriff/Korrosion verursachen können.

3. Schadenbeständigkeit: Beschichtungssysteme müssen Flexibilität und Härte in sich vereinen und vor physischen Schäden oder dem Verlust der Beschichtung aufgrund von Stoß-, Abrieb-, Scher- und Biegekräften schützen, die die Stahloberfläche verschleißen, reißen oder abplatzen lassen und sie so der Korrosion oder chemischen Angriffen aussetzen. Um diese Eigenschaften zu erreichen, muss die Beschichtung (oder die zusätzliche Schutzschicht auf der Beschichtung) in der Lage sein, Temperatur-, Stoß- oder chemische Belastungen zu absorbieren oder zu verdrängen, ohne zu versagen.

Was Prüfungen bewerten können

Wie prüft man also die wichtigen Eigenschaften von Beschichtungen für Pipelines und Anlagen, die überirdisch, unterirdisch und unterseeisch eingesetzt werden sollen? Um die Fähigkeiten von Unterwasserbeschichtungen unter allen denkbaren Bedingungen realistisch einschätzen zu können, ist eine Reihe verschiedener Prüfungen erforderlich. Einige wichtige davon sind:

UV-Abbau-, Erosions- und/oder atmosphärische Korrosionsprüfungen sind erforderlich, falls Projektverzögerungen dazu führen, dass die beschichteten Pipelines und Anlagen über einen längeren Zeitraum im Freien gelagert werden.
Stoßfestigkeits-/Fallprüfungen (Abbildung 1) sind erforderlich, um die Fähigkeit eines Beschichtungssystems zu bewerten, Abrieb oder Kratzern standzuhalten, die die Stahloberfläche freilegen würden.
Biegeprüfungen (Abbildung 2) müssen durchgeführt werden, um zu beurteilen, ob die Beschichtungen intakt bleiben können, wenn das darunter liegende Rohr oder Material wiederholten Biegungen ausgesetzt ist – wie z. B. bei Installationen im R-Verfahren.
Thermische Prüfungen sind ebenso von entscheidender Bedeutung, um festzustellen, ob hohe Betriebstemperaturen oder extreme Temperaturgradienten die Molekularstruktur der Beschichtung beeinträchtigen und die für den Barriereschutz wichtige Vernetzungsdichte verändern oder verringern.

Abbildung 1. Steinschlagprüfung mit dieser FBE-Oberbeschichtung haben gezeigt, dass sie die FBE-Grundschicht vor Stößen und Kratzern schützen kann, was andernfalls die Stahloberfläche freilegen würde.

Abbildung 2 Trotz der Biegung dieses Musterrohrs, mit der versucht wurde, die aufgebrachten FBE-Beschichtungssysteme zu brechen, blieben die Beschichtungen intakt, was ihre Flexibilität und Schadensresistenz unter Beweis stellt.

Abbildung 3. Wenn Rohre UV-Abbau, atmosphärischer Korrosion und Schlagschäden ausgesetzt sind, ist eine Beschichtung in mehreren Lagen von Vorteil. Die Basis-Korrosionsschutzschicht ist erforderlich, um eine Korrosion der Pipeline zu verhindern, es kann jedoch eine Zwischenschicht hinzugefügt werden, um die Korrosionsschutzschicht vor Verschleiß zu schützen. Zusätzlich kann eine UV-Licht blockierende Schicht aufgetragen werden, um die ersten beiden Schichten vor der Verlegung der Rohre im Boden oder unter Wasser zu schützen.

Unterwasserprüfungen für Flüssigbeschichtungen
Heutzutage müssen Flüssigbeschichtungen, die auf Unterwasseranlagen aus Kohlenstoff- und Edelstahl aufgetragen werden, die Präqualifikationen 7B oder 7C nach NORSOK M-501 Revision 6 für Beschichtungssysteme erfüllen. Diese erfordern Immersionsprüfungen und Prüfungen zur Bewertung der kathodischen Enthaftung, wobei die 7B-Richtlinie für Umgebungs- und Standardbetriebstemperaturen ≤ 50 °C (122 °F) und die 7C-Norm für Temperaturen über ≥ 50 °C (122 °F) gilt.

Die 7B-Richtlinien wurden basierend auf den Anforderungen an 7A-Beschichtungssysteme nach NORSOK M-501 Revision 6 für in der Spritzwasserzone betriebene Anlagen für Beschichtungen entwickelt, die zum Schutz von Unterwasseranlagen in flachen Unterwasserbohrungen bei relativ niedrigen Öl- und Pipeline-Temperaturen eingesetzt werden. Anfang der 2000er-Jahre, als die Bohrungen immer tiefer und das geförderte Öl immer heißer wurde, erkannte die Branche jedoch den Bedarf an Beschichtungen, die der Belastung durch höheren Druck und höhere Temperaturen standhalten. Daher führte eine Aufteilung der Anforderungen des NORSOK-Systems 7 zur Einführung der separaten Präqualifikation 7C.

Die Hochtemperaturprüfung zur Bewertung der kathodischen Enthaftung nach NORSOK M-501 7C ist in Branchenkreisen allerdings umstritten. Erstens gilt sie für einen extrem breiten Temperaturbereich. Zweitens werden die hohen Temperaturunterschiede zwischen dem Inneren und dem Äußeren von Pipelines und Produktionsanlagen nicht berücksichtigt, etwa wenn extrem tiefes, heißes Öl durch ein beschichtetes Rohr in einer sehr kalten Umgebung wie der Nordsee transportiert wird. Wenn diese Prüfungen schließlich bei extremen Temperaturen – bei 95 °C und mehr – durchgeführt werden, weichen die Versuchsbedingungen erheblich von den realen Bedingungen ab. Wenn Unterwasserbohrungen deutlich heißer werden und sich 180–200 °C (356–392 °F) nähern, stößt die Hochtemperaturprüfung zur Bewertung der kathodischen Enthaftung an ihre konstruktiven Grenzen, was sich manchmal in den Ergebnissen niederschlägt. Es muss also weiter daran gearbeitet werden, die Prüfung so abzuändern, dass sie diesen höheren Temperaturbedingungen gerecht wird.

Die kathodische Enthaftung tritt auf, wenn die Haftung zwischen Beschichtung und Substrat verloren geht. Dieser Haftungsverlust ist auf die Unterbrechung der Wasserstoffbrückenbindung durch die Reaktion zwischen Salzwasser, Sauerstoff und Elektrizität in der Prüfzelle für die kathodischen Enthaftung zurückzuführen. Bei dieser Reaktion entsteht Hypochlorit, einer der Wirkstoffe, die eine Enthaftung der Beschichtung verursachen können. Bei niedrigeren Wassertemperaturen reicht die Menge des im Meerwasser gelösten Sauerstoffs aus, um diese Reaktion in Gang zu setzen, welche bei Temperaturen zwischen 65 °C und 80 °C (149–176 °F) am stärksten verläuft.

Da die Auflösung von Sauerstoff in Meerwasser jedoch umgekehrt proportional zur Temperatur ist, sollte der Sauerstoffgehalt im Meerwasser, das für Hochtemperaturprüfungen verwendet wird, recht niedrig sein, was zu einer wesentlich geringeren Bildung von Hypochlorit führt. Der Aufbau des Apparats, mit dem die 7C-Prüfung durchgeführt wird, führt dem heißen Meerwasser jedoch künstlich einen unrealistisch hohen Sauerstoffgehalt zu, was eine unrealistisch hohe Hypochlorit-Bildung zur Folge hat. Dieser Faktor in Verbindung mit der Tatsache, dass sich die Anode bei der Prüfung in unmittelbarer Nähe der kathodischen Oberfläche befindet, erhöht das Potenzial, dass hohe Hypochlorit-Konzentrationen die gefährdeten/exponierten Abschnitte des Rohrs oder der Anlage erreichen, drastisch. Da diese Bedingungen nicht genau den realen Bedingungen entsprechen, könnten die zu prüfenden Beschichtungen im Labor versagen, lange bevor sie es in der Praxis tun.

Bei den Flüssigbeschichtungen, die die NORSOK 7C-Prüfungen bestanden haben, beeinflussen Unterschiede in den Beschichtungsformulierungen die Langzeitleistung. Flüssige Unterwasser-Phenol-Epoxidbeschichtungen unterscheiden sich beispielsweise durch ihren Feststoffgehalt, der von Formulierungen mit etwa 70 % Feststoffen/30 % Lösemitteln bis hin zu neueren Formulierungen mit sehr hohem Feststoffgehalt reicht, bei denen praktisch keine Lösemittel mehr vorhanden sind. Obwohl beide eine NORSOK-7C-Prüfung bestehen und eine gute Leistung bei hohen Temperaturen aufweisen, kann der durch die Einwirkung des Meerwassers ausgelöste Austritt von Lösungsmitteln dazu führen, dass lösungsmittelhaltige Beschichtungen im Laufe der Zeit ihre Plastizität verlieren. Dieser Verlust macht die Beschichtungen weniger flexibel und anfälliger für Sprödigkeit, Rissbildung und Bruch bei Stoß- oder Biegebeanspruchung. Im Gegensatz dazu eliminieren flüssige Formulierungen mit ultrahohem Feststoffgehalt den mit dem Lösungsmittelgehalt verbundenen „freien Raum“ und ermöglichen die Herstellung einer dicht vernetzten Struktur, die ihre Plastizität dauerhaft beibehält. Solange Sie diese Unterschiede jedoch nicht kennen und die Beschichtungen nicht unter realen Bedingungen prüfen, sind Sie möglicherweise nicht in der Lage, diese potenziell wichtigen Leistungsunterschiede zu erkennen.

Bei den derzeitigen Präqualifikationsprüfungen handelt es sich eindeutig um Mindestanforderungen. Daher ist es für die Hersteller am besten, über diese Prüfungen hinauszugehen, um die Leistung eines Produkts wirklich bewerten zu können.

Unterwasserprüfungen für Pulverbeschichtungen

Pulverbeschichtungen, insbesondere einlagige schmelzgebundene Epoxidharz(FBE)-Beschichtungen, müssen die Anforderungen der ISO 21809-2:2014-Serie an den Korrosionsschutz von in der Erde verlegten oder unter Wasser verlaufenden, blanken Stahlrohren erfüllen. Die neueste Generation von FBEs auf Pulverbasis wurde entwickelt, um ausgezeichnete Haftung, Korrosionsschutz und Haltbarkeit in Hochtemperatur-Offshore-Umgebungen zu bieten. Auch diejenigen, die die Beschichtungen auftragen, profitieren von diesen lösungsmittelfreien Formulierungen, da sie einfacher aufzutragen sind, weniger Energie für die Aushärtung benötigen und die Einhaltung von rechtlichen Vorschriften erleichtern.

Die nach ISO 21809-2:2014 geprüften Beschichtungen erfüllen zwar die Mindestanforderungen für Untertage- und Unterwasseranlagen, erfüllen aber nicht unbedingt reale Anforderungen. So kann es beispielsweise bei Rohren und Ausrüstungen, die für die unterirdische oder unterseeische Verlegung vorbereitet werden, zu Verzögerungen kommen – sei es aus logistischen, politischen, finanziellen oder behördlichen Gründen –, die dazu führen, dass diese Anlagen Monate oder Jahre, bevor sie schließlich verlegt werden, in Werften, im Hafen, auf Schiffen oder in Projekträumen gelagert werden müssen. An diesen Orten sind Beschichtungen auf Epoxidharzbasis, die für die Unterwasserinstallation und -verwendung bestimmt sind, in der Regel unvorhergesehenen Schäden durch UV-Abbau, atmosphärische Korrosion und Stoßschäden ausgesetzt. Die Symptome dieser Schädigung zeigen sich in:

Kreidung, Abtragung oder Verfärbung der Beschichtungen
Rissbildung, Blasenbildung oder Reißen der Beschichtungen

Um eine solche Exposition zu begrenzen oder zu verhindern, müssen diese Geräte entweder besonders gelagert und kontrolliert werden (was für den Lieferanten, Installateur oder Hersteller der Geräte erhebliche Betriebskosten bedeutet), vor dem Einbau inspiziert und vor Ort repariert oder mit einer oder zwei zusätzlichen Schutzbeschichtungen behandelt werden. Die müssen über der vor Korrosion schützenden FBE-Basisschicht aufgebracht werden und in der Lage sein, Schäden durch UV-Strahlung, Witterungseinflüsse und/oder Stöße zu verhindern (Abbildung 3).

Die International Association of Oil and Gas Producers (IOGP) hat diesen Bedarf vorausgesehen und daher eine Norm erstellt, die empfiehlt, dass alle Beschichtungen, die für unterirdische und Unterwasser-Pipelines und -Anlagen verwendet werden, nicht nur auf kathodische Hochtemperatur-Enthaftung in Unterwasserumgebungen (wie nach NORSOK M-501 7C) geprüft werden, sondern auch auf Schutz gegen UV-Abbau und atmosphärische Korrosion, wie in ISO 12944-CX beschrieben. Diese ISO-Norm befasst sich direkt mit der Gefahr, dass unerwartete Verzögerungen – und die daraus resultierende Einwirkung von UV-Licht, Luftfeuchtigkeit und Salzsprühnebel im Hafen oder bei der Lagerung im Freien – zu einer Verschlechterung der Beschichtung und Korrosion führen können, die die Qualität von Epoxidbeschichtungen, die als Korrosionsschutz für Unterwasserfahrzeuge gedacht sind, beeinträchtigen.

Die zyklischen Alterungsprüfungen nach 12944-CX – in Zyklen von drei Tagen UV-Bestrahlung/Feuchtigkeitsniederschlag, plus drei Tage Salzsprühnebel und reduzierte Temperaturen – gelten heute als der „Härtetest“ für Epoxidbeschichtungen für den Einsatz in Offshore-Umgebungen. Nicht alle Epoxidbeschichtungen bestehen diese anspruchsvolle Prüfung. Selbst die, die die Prüfung bestehen, verblassen oder vergilben oft unter diesen Bedingungen – die ersten Anzeichen für den Zerfall der Beschichtung. Die Prüfung erfordert außerdem, dass die Beschichtung auf den Prüfplatten eingeritzt wird, sodass eine Korrosion des darunter liegenden Metalls ausgelöst wird. Dadurch, dass diese Einritzung zu korrodieren beginnt, simuliert die Prüfung die korrosive Unterwanderung, die auftreten kann, wenn die Korrosion unter die beschichtete Oberfläche vordringt und sich dort ausbreitet. Eine beschichtete Weihnachtsdekoration oder andere vorbeschichtete Gegenstände, die während des Transports beschädigt und dann an einem abgelegenen Ort im Hafen gelagert werden, können beispielsweise innerhalb von 12 bis 18 Monaten so stark korrodieren, dass teure Reparaturen erforderlich sind – oft unter nicht ideal kontrollierten Bedingungen. Unter dem Gesichtspunkt der Betriebskosten sind solche Reparaturen (oder die Aussicht auf vorzeitige Korrosion) ein Albtraum. Die IOGP-Prüfnorm ist also insofern sinnvoll, als sie die real möglichen Umstände und Ereignisse berücksichtigt.

Test-to-fail

Heute werden Beschichtungen innerhalb der Branche auf eine begrenzte Anzahl von Mindestnormen geprüft. Viele Beschichtungen können diese Mindestanforderungen auch erfüllen. Aber da diese Normen nicht ausreichend auf reale Bedingungen eingehen, bieten sie nur wenige bis gar keine Entscheidungsgrundlagen für die Vorhersage einer längerfristigen Leistung, eines Leistungsvorteils im Vergleich zu anderen Beschichtungslösungen oder geringerer Betriebs- oder Lebenszykluskosten. Um die besten Ergebnisse zu erzielen, ist eine mehrstufige Strategie erforderlich, bei der die Beschichtungen nicht nur auf der Grundlage der Leistungsanforderungen vor Ort geprüft und spezifiziert werden, sondern auch auf der Grundlage einer realistischen Einschätzung aller Umstände, einschließlich möglicher Verzögerungen, die Ihr Projekt beeinflussen können. Bei der Beurteilung des möglichen Einsatzes einer neueren Technologie sollten Sie sich nicht nur auf die Erfolgsbilanz der Beschichtung und des Lieferanten stützen, sondern auch auf detaillierte Kenntnisse über die Konstruktion und die mechanischen Eigenschaften einer Beschichtung, die durch Test-to-fail-Methoden gewonnen wurden.

ÜBER DIE AUTOREN

Neil Wilds ist Global Product Director – CUI für Sherwin-Williams Protective & Marine. Mit 36 Jahren Erfahrung im Bereich technische Beschichtungen entwickelt Wilds Strategien für den langfristigen Schutz von Anlagen und leitet die Entwicklung von Spezifikations- und Prüfungsprogrammen. Er ist Mitglied mehrerer Beschichtungsverbände, darunter AMPP, NORSOK M501, die Internationale Organisation für Normung (ISO) und andere. Kontakt: Neil.Wilds@sherwin.com

Dr. Jeffrey David Rogozinski ist Global Product Director – Fusion-Bonded Epoxy/Pipe für Sherwin-Williams Protective & Marine. Mit mehr als 30 Jahren Erfahrung in der Beschichtungsbranche und in der Wissenschaft ist er für die Entwicklung von Schutzbeschichtungen, Pulverbeschichtungen, Harzen und Additiven für die Märkte Öl und Gas, Pipelines, Brücken und Autobahnen verantwortlich. Sein Schwerpunkt in der Wissenschaft der Beschichtungen liegt auf der Erforschung und Prüfung der Polymersynthese und Struktur-Eigenschafts-Beziehungen. Er ist Mitglied mehrerer Beschichtungsverbände und Berater bei der Erstellung globaler Spezifikationen für die CSA Group, die Internationale Organisation für Normung (ISO), ASTM International, AMPP und andere. Rogozinski hat einen Doktortitel in angewandter Wissenschaft für Polymer- und Verbundstoffchemie. Kontakt: Jeffrey.Rogozinski@sherwin.com

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