Risiko for korrosjon «H₂S Challenges in CO₂ Pipelines”

I januar 2023 ble JIP utvidet til å inkludere ExxonMobil, Woodside, ArcelorMittal, Vallourec, Subsea7, Tenaris, og Corinth. Planlagt prosjektslutt er sommeren 2024.

Hvordan H₂S påvirker risiko for korrosjon

Prosjektet skal undersøke hvordan Hydrogensulfid (H₂S) som urenhet i CO₂-strømmer påvirker risiko for «vanlig» korrosjon og spenningskorrosjon i transportsystemer. Prosjektleder Klas Solberg, teknisk ingeniør ved Veritas-senteret (DNV) på Høvik, har en PhD-grad fra NTNU innen spesialområdet svikt og brudd i rørsystemer. Solberg oppsummerer dilemmaet som adresseres av prosjektet på følgende måte:

«Mindre strenge krav til en ren CO₂-strøm kan gjøre CCS tilgjengelig for flere industriaktører. På den annen side kan et for høyt nivå av H₂S i CO₂-strømmen skade rørsystemet. Prosjektet vårt forsøker å finne det beste balansepunktet.»

CO₂-strømmene fra fangstanlegg vil inneholde små mengder urenheter som for eksempel H₂O, NO₂, SO₂, H₂S og O₂. Dersom CO₂-strømmen gjøres flytende så vil en andel av urenhetene fjernes, men det vil fortsatt være urenheter på «parts per million (ppm)»-nivå i CO₂-strømmen.

Urenheter kan føre til korrosjon og utfelling av faste reaksjonsprodukter i transport-systemet. Korrosjon medfører risiko for HMS, kostnader og omdømmet til CCS. Denne risiko for korrosjon kan reduseres ved å rense CO₂-strømmene for urenheter. Samt bruk av mer korrosjonsbestandige materialer, og bruk av større sikkerhetsmarginer (tjukkere og sterkere materialer i rør og tanker). Disse tiltakene vil øke kostnadene for transportsystemet. Mer kunnskap om hvilke konsentrasjoner og kombinasjoner av urenheter som kan medføre korrosjon, vil bidra til mer optimalisert design av transportsystemer.

Kan medføre endringer i CO₂-spesifikasjonen

Northern Lights (NL) prosjektet har satt grenser for urenheter i en CO₂-spesifikasjon, men det betyr ikke at NL-spesifikasjonen er riktig eller optimal for framtidige CCS-kjeder. Ny kunnskap og nye materialer kan medføre at endringer i CO₂-spesifikasjonen gir en bedre optimalisering av risiko og kostnader.

Fangst av CO₂ fra for eksempel raffinerier og stålverk kan gi H₂S i CO₂-strømmen. For å unngå spenningskorrosjon anbefaler dagens industrielle retningslinjer (standarder og anbefalt praksis) at spenningsnivået i stål som eksponeres for H₂S holdes godt under flytespenningen til det aktuelle materialet. For rørledninger, som for eksempel NL, kan det være en fordel å kunne tillate høyere enn anbefalte spennings-nivåer fordi det vil redusere kostnadene for arbeidet med å lage en rørtrase på havbunn.

Prosjektet skal gjennomføre eksperimentell testing for å kartlegge sammenheng mellom H₂S konsentrasjon og spenningskorrosjon og vanlig korrosjon. Testingen utføres av DNV, IFE og Wood.

Prosjektet består av fire faglige arbeidspakker

1. Analyse av risiko og utfordringer som følge av økte grenseverdier for H₂S. Undersøke aktuelle konsentrasjoner av H₂S fra utvalgte industrier og prosesser.
2. Definere risiko for sprekkdannelse som følge av spenningskorrosjon («SSC») ved aktuelle konsentrasjoner.
3. Undersøke hvordan økte konsentrasjoner av H₂S vil påvirke det kjemiske miljøet i transportsystemet, og om det kan skape et korrosivt miljø og påvirke den normale korrosjonsraten.
4.  Vurdere løsninger for å fjerne H₂S fra CO₂-strømmen før den entrer transportsystemet.

Prosjektets resultater skal brukes i to hovedleveranser

1. Rapport om anbefalte grenseverdier for H₂S konsentrasjon til Northern Lights prosjektet som kan medføre at øvre grense for H₂S settes høyere enn dagens grense for framtidige CO₂-strømmer.
2. Oppdatering av DNV’s «recommended practice» dokument DNV-RP-F104 «Design and operation of carbon dioxide pipelines». På den måten blir prosjektets resultater tilgjengelig for flere aktører enn partnerskapet.

En økning av øvre grenser for H₂S kan redusere kostnadene for framtidige CCS-kjeder. Kunnskap fra dette prosjektet vil dessuten være av betydning i vurdering av rekvalifisering av brukte olje & gass-rør til transport av CO₂.