Prozessbeschreibung der Einspritzung von Korrosionsverhinderern.
Man unterscheidet zwischen anodischen und kathodischen Korrosionsinhibitoren.
Bei der Öl- und Gasproduktion werden hauptsächlich kathodische Korrosionsverhinder verwendet.
Bei der Offshore-Förderung werden Förderstellen in immer tiefere Wasser vorgetrieben. Damit nehmen die Förderdrücke zu. Während onshore 160-250 bar ausreichend sind, liegt der Druck offshore oft bei mehr als 900 bar. Die Fördermengen liegen im Regelfall bei ca. 50 l/h. Die Einspritzung erfolgt kontinuierlich.
Mögliche chemische Reaktionen sind zu erkennen und zu berücksichtigen:
Inhaltsstoffe im Rohöl rufen Korrosion und Ablagerungen hervor. Abhilfe schafft die Einspritzung von Korrosionsinhibitoren oder Absatzinhibitoren. Der Erfolg ist bei einer Kombination dieser Zusatzstoffe jedoch begrenzt, da sich die beiden Chemikalien neutralisieren und dann ohne Wirkung bleiben.
Es sollte daher geprüft werden, ob eine Reduzierung des Einspritzvolumens der Korrosionsinhibitoren nicht zu einem Restsäuregehalt im Rohöl führt, der die Ablagerungen ohnehin zersetzt.
Zentrale Verteilung von Korrosionsinhibitoren:
Werden an einer zentralen Stelle mehrere Einspritzstellen mit Korrosionsinhibitoren versorgt, wird die Verwendung von Fördermengenverteilern in Betracht gezogen. Es muss dafür nur eine große Pumpe zum Bereitstellen der Gesamtfördermenge und ein Mehrfachverteilersystem installiert werden.
Über kleine Ventile und Druckausgleichsgeräte werden die Fördermengen aufgeteilt und an die verschiedenen Einspritzpunkte abgegeben. Der Platzbedarf ist jedoch nur vermeintlich geringer, da jeder Einspritzpunkt eine separate Steuerung benötigt. Ferner muss die eingespritzte Flüssigkeit hochrein sein, da sonst die mit sehr enger Toleranz arbeitenden Druckausgleichsventile festfahren können.
Hochreine Flüssigkeiten und kleinste Bauteile sind sehr anfällig gegen Viskositäts- und Druckschwankungen.
