Hvordan håndtere intern korrosjon i olje- og gassindustrien: Kjemiske tiltak og metoder

I olje- og gassindustrien er intern korrosjon et av de mest kritiske problemene som påvirker driften av rørledninger og utstyr. Denne utfordringen håndteres på ulike måter, og valget av metode avhenger ofte av typen miljø og spesifikasjonene for operasjonen. De viktigste metodene for å beskytte mot korrosjon inkluderer kjemiske injeksjoner, belegg og spesifikke prosessbehandlinger, som alle har sine egne mekanismer for å beskytte materialer mot den ødeleggende effekten av korrosjon.

Korrosjonshemmere er kjemiske forbindelser som tilsettes i olje- og gassprosessene for å forhindre at rør, tanker og annet utstyr blir utsatt for korrosjon. De fungerer ved å danne et passiviseringslag på metallet som hindrer de korrosive stoffene fra å komme i kontakt med metallet. Bruken av korrosjonshemmere kan være et økonomisk alternativ til mer kostbare løsninger som rustfritt stål, legeringer, belegg eller kompositter. Denne metoden kan ofte implementeres uten å forstyrre den pågående prosessen, og kjemikaliene kan injiseres direkte i rørledningen, noe som gjør det til en effektiv løsning på lang sikt.

En annen viktig kjemisk behandling som brukes i industrien er skalhemmere. Skala, som for eksempel kalsiumkarbonat og bariumsulfat, kan bygge seg opp i prosessenheter som varmevekslere og rør, og hindre eller blokkere væskestrømmen. Skalhemmere hindrer dannelsen av disse mineralavsetningene ved å reagere med mineralene før de kan feste seg på overflatene. Avhengig av mineralinnholdet i vannet og driftsforholdene, kan skalhemmere tilsettes enten kontinuerlig eller under bestemte operasjonelle tidspunkter.

Mikrobiologisk korrosjon er et annet alvorlig problem som kan føre til dannelse av svoveldioksid (H2S), som forårsaker surhetsgrad i tanker, korrosjon av metall og helsefarer. Biocider er spesialiserte kjemikalier som brukes til å hindre mikrobiell aktivitet i produksjonssystemer for olje. Disse kjemikaliene hemmer veksten av bakterier, alger og sopp, og bidrar til å hindre at mikroorganismer fører til uønskede effekter som korrosjon eller blokkering av filtre.

En annen viktig kategori av kjemikalier som benyttes i olje- og gassindustrien er antifoammidler, som forhindrer dannelsen av skum i prosessvæsker. Skum kan føre til alvorlige problemer i separasjonsenheter, og hemme effektiv separasjon av gass og væske. Antifoammidler reduserer overflatespenningen til væskene, og hindrer at skum dannes i prosessen, noe som kan føre til problemer som overløp, blokkering, korrosjon og elektrisk kortslutning.

En av de mest vanlige metodene for å beskytte mot intern korrosjon i gassrørledninger er dehydrering. Denne prosessen fjerner kondens og fritt vann som ellers ville føre til korrosjon når vannpartikler faller til bunnen av røret eller fester seg på rørenes overflate. Selv om dehydrering er en effektiv beskyttelse mot korrosjon, er systemene ikke alltid 100 % pålitelige, og det kan alltid være en risiko for at vann og andre elektrolytter kommer inn i rørsystemet.

Dehydrering kan utføres på flere måter, avhengig av spesifikasjonene for anlegget og produksjonen. De vanligste metodene inkluderer bruk av glykol som MEG (monoetylenglykol), DEG (dietylenglykol), TEG (trietylenglykol) eller TREG (tetrateylenglykol). Disse glykolene absorberer vannet fra gassen i en kontakt-tårn, og den mettet glykolen regenereres deretter for videre bruk. Denne metoden er kostnadseffektiv og mye brukt i industrien for å fjerne vann fra naturgass og naturgassvæsker.

Dehydrering har flere fordeler, deriblant forebygging av korrosjon og hydratedannelse. Korrekt håndtering av vanndampens duggpunkt er viktig for å sikre at produktgassene oppfyller spesifikasjonene og for å hindre operasjonelle problemer. Hvis vann kondenserer i systemet, kan det føre til alvorlige problemer som korrosjon av karbonstålrør og dannelse av hydrater. Dette kan ytterligere komplisere driften og føre til driftsstans og økonomiske tap.

Til tross for den store effektiviteten til dehydrering og kjemiske behandlinger, er det alltid en risiko for at enkelte prosesser ikke fjerner all fuktighet eller mikroorganismer. Derfor er det viktig å nøye overvåke prosessene og eventuelt kombinere flere tiltak for å oppnå maksimal beskyttelse mot intern korrosjon. Videre må systemene for kjemisk injeksjon og behandling være designet på en måte som tillater lett tilgang til vedlikehold og oppfølging, slik at effektiviteten kan opprettholdes over tid.

Hvordan fjernes vann og urenheter fra naturgass før videre prosessering?

Adsorpsjon på fast seng er en av de mest effektive metodene for å fjerne fuktighet fra naturgass, spesielt i tilfeller hvor lave duggpunkter kreves før kryogen behandling. Ved å benytte faste tørkemidler med høy spesifikk overflate, kan man selektivt adsorbere vannmolekyler fra gassen. De mest brukte kommersielle tørkemidlene kan klassifiseres i tre hovedtyper: silikagel, aktivert alumina og molekylsiler.

Silikagel, som har en enkel regenereringsprosess, kan redusere duggpunktet ned til rundt –60 °C og fjerner også tyngre hydrokarboner. Disse kan relativt lett skilles ut igjen under regenereringen. Aktivert alumina, som er en form for aluminiumoksid, gir noe bedre vannfjerning, med potensial for å nå et duggpunkt på –73 °C. Den mest effektive løsningen for vannadsorpsjon er likevel molekylsiler – syntetiske aluminosilikater som kan senke duggpunktet til –100 °C og samtidig forblir selektive i absorpsjonen. De fanger ikke inn tyngre hydrokarboner, men krever betydelig mer energi under regenereringsfasen.

Ved vurdering av hvilken type tørkemiddel og utforming som er best egnet for en gitt gassbehandlingsprosess, må flere faktorer tas i betraktning. For det første er ønsket duggpunkt avgjørende – molekylsiler benyttes når de lav