Autor: Daniel Sandana
Gewährleistung eines sicheren und zuverlässigen Transports von anthropogenem flüssigem CO₂: Förderung des Integritätsmanagements und der Energiesicherheit durch datengestützte Erkenntnisse
Kurz gesagt:
Der Begriff der Energiesicherheit verändert sich. Eine zuverlässige Öl- und Gasversorgung ist zwar von entscheidender Bedeutung, doch müssen Energiesysteme auch den Übergang zu kohlenstoffärmeren Lösungen unterstützen, ohne dabei die Sicherheit oder die Versorgungssicherheit zu beeinträchtigen. Da CCUS eine zentrale Rolle bei diesem Übergang spielt, bringt der Transport von anthropogenem CO2 neue Risiken für die Integrität von Pipelines mit sich, die mit herkömmlichen Ansätzen nicht vollständig bewältigt werden können. Um einen sicheren Betrieb zu gewährleisten, ist ein grundlegender Wandel im Integritätsmanagement erforderlich – durch Inline-Inspektionslösungen der nächsten Generation und KI-gestützte Datenanalysen, darunter Ansätze wie ROSENs MFL Data Fusion.
Die CCUS-Branche blickt auf eine lange Geschichte zurück. Die erste groß angelegte CO2-Pipeline, bekannt als „Canyon Reef Carrier“ – eine 16-Zoll-Leitung mit einer Länge von 222,4 km –, ist seit 1972 in Betrieb. Ein Großteil der übrigen CO2-Transportinfrastruktur in den Vereinigten Staaten (USA) wurde zwischen den 1980er und 1990er Jahren gebaut und erstreckt sich über etwa 7000 Kilometer. Jahrzehntelange Erfahrung mit Dichtstrom-CO2-Pipelines in Nordamerika weisen eine statistisch positive und beruhigende Sicherheitsbilanz auf. Es gab keine Todesfälle im Zusammenhang mit diesen Pipelines. Darüber hinaus wurden bei weniger als 5 % der gemeldeten Vorfälle mehr CO2 freigesetzt als bei einem Transatlantikflug zwischen London und San Francisco, und bei weniger als 30 % wurde mehr CO2 freigesetzt als bei einer Großveranstaltung wie einem Taylor-Swift-Konzert. Während letztere wiederkehrende, akzeptierte öffentliche Veranstaltungen sind, bleiben Vorfälle mit CO2-Pipelines selten, mit weniger als 120 registrierten Unfällen seit 1991.
Die nächste Generation von CO2-Pipelines wird unter anderen Bedingungen betrieben werden
Es ist daher nur natürlich, sich zu fragen, welche Bedenken hinsichtlich des sicheren Betriebs von CO2-Pipelines mit hoher Dichte in Zukunft tatsächlich bestehen. Ein wesentlicher Aspekt der derzeit in den USA in Betrieb befindlichen CO2-Pipelines ist, dass sie CO2 transportieren, das bei der Erdgasförderung sowie bei der Ammoniak- und Ethanolproduktion abgeschieden wurde. Doch mit der Umstellung auf die Abscheidung von CO2 aus industriellen Quellen, das eine größere Vielfalt an Verunreinigungen aufweist, ergeben sich neue Herausforderungen. Der Schwerpunkt der nächsten Generation von CO2-Pipeline-Projekten wird auf dem Transport von technisch erzeugtem CO2 liegen, das eine größere Anzahl von Verunreinigungen enthält. Eine Reihe dieser Verunreinigungen hat besondere Aufmerksamkeit erhalten (z. B. SOx, NOx, H2S, O2 – jedoch nicht ausschließlich), da sie erhebliche Auswirkungen auf die Entstehung von innerer Korrosion in den Pipelines haben können und darauf, wie diese bei der Planung und im Betrieb sicher gehandhabt wird.
Das Korrosionsverhalten in CO2-Rohrleitungen verstehen
Der Umgang mit innerer Korrosion in Rohrleitungen, die anthropogenes CO2 transportieren, ist ein entscheidendes Thema. Es wurden umfangreiche Forschungsarbeiten durchgeführt, um sichere und praktikable Spezifikationen (Zusammensetzungsgrenzwerte) festzulegen, mit denen die durch Verunreinigungen wie SOx und NOx verursachten Herausforderungen für die Integrität (z. B. Säureausfällung) bewältigt werden können. Es bestehen jedoch weiterhin Lücken, und die Ergebnisse sind an experimentelle Herausforderungen, Artefakte und begrenzte Testbedingungen (z. B. einfache Gemische, Druck, Temperatur) gebunden, was zu unsicheren oder übermäßig konservativen Interpretationen führen kann. Die Unsicherheit ist erheblich, da es noch keine in Betrieb befindliche Pipeline gibt, die anthropogenes CO2 mit dieser Klasse von Verunreinigungen transportiert. Die zentrale Frage lautet daher, wie wir das Restrisiko in den Betrieb einbeziehen und wie wir den „Vertrauensvorschuss“ gegen das Risiko abwägen.
Ein wesentlicher Teil der Gleichung liegt in der Verwendung von ILI, um nachzuweisen, dass die angewandten Zusammensetzungsgrenzen sicher sind und die Betriebsintegrität über den gesamten Lebenszyklus der Pipeline gewährleisten. Selbst dann stellt das Auftreten von innerer Korrosion in CO2-Pipelines einzigartige Herausforderungen dar, die eine verbesserte Erkennung und Dimensionierungsgenauigkeit erfordern. Darüber hinaus wird die Fähigkeit zur Charakterisierung von Korrosionsprofilen entscheidend.
Da der CO₂-Transport für das Energiesystem immer entscheidender wird, muss sich die Integritätssicherung von der reinen Inspektion hin zu fundierten Erkenntnissen weiterentwickeln. Das Verständnis komplexer Korrosionsmechanismen ist nicht mehr nur eine technische Herausforderung – es wird zunehmend entscheidend dafür, wie wir die Energiesicherheit in einer Welt der Dekarbonisierung gewährleisten können.
Komplexe Korrosionsmorphologien
Die ablaufenden physikalischen und chemischen Prozesse, verstärkt durch das Vorhandensein von Verunreinigungen wie z. B. SOx, NOx, H2S und O2, führen dazu, dass sich Schäden in erster Linie als einzelne Lochfraßstellen manifestieren (Abbildung 1: (a), (b)). Im Laufe der Zeit wachsen die Gruben seitlich, entwickeln sich zu Clustern und gehen in eine allgemeinere, gleichmäßige Korrosion über. Diese Dynamik führt zur Bildung komplexer Korrosionsprofile mit abrupten und unregelmäßigen Reliefs in axialer und Umfangsrichtung sowie tieferen Stellen („Gruben in Gruben“) (Abbildung 1: (c)).
Viele Standard-ILI-Verfahren und die dazugehörigen Datenanalysemodelle sind nicht darauf ausgelegt, die feinen Details einer derart komplexen Korrosion aufzulösen, wodurch möglicherweise wichtige Merkmale übersehen werden und der korrodierte Bereich nicht vollständig charakterisiert wird. Darüber hinaus wird CO2 in der Dichtphase typischerweise bei Drücken zwischen 120 und 200 bar transportiert, was im Allgemeinen mit hohen Betriebsbelastungen verbunden ist, z. B. >60 % SMYS; dies erhöht die Notwendigkeit, kleine Anomalien genau zu erkennen und zu vermessen, um die Sicherheit zu gewährleisten.
Starke Wachstumsraten
Das Vorhandensein einer wässrigen Phase am Boden einer CO2-Leitung kann zu unkontrollierbaren, aggressiven Korrosionsraten führen; es wurden Raten von weit über 10–20 mm/Jahr angegeben. In der Realität spiegeln die üblicherweise angegebenen Korrosionsraten Extremszenarien wider, die mit unkontrollierten, kontinuierlichen Störungen einhergehen, d. h. mit einem ununterbrochenen Nachschub (Ablagerung) von wässrigen Phasen und korrosiven Stoffen (z. B. starken Säuren). Diese Umstände sind in der Praxis unrealistisch, betrieblich nicht beherrschbar und müssen durch die strikte Einhaltung gezielter CO2-Qualitätsspezifikationen vermieden werden.
Dennoch bleiben vorübergehende Betriebsstörungen und CO2 außerhalb der Spezifikationen eine realistische und eindeutige Möglichkeit, insbesondere in Systemkonfigurationen mit mehreren Einspeisungen unterschiedlicher Eigenschaften, was die Wahrscheinlichkeit vorübergehender abnormaler Ereignisse erhöht. Einige (begrenzte) Datenpunkte deuten darauf hin, dass die durchschnittlichen Korrosionsraten (CRs) im Zusammenhang mit angesammelten stehenden Wasserlachen unter dichten CO2-Bedingungen erheblich bleiben könnten, beispielsweise 0,5–1 mm/Jahr, obwohl dies keine strengen Unter- oder Obergrenzen sind. Die Modellierung von CRs in transienten Störfallszenarien und bei nicht erneuerten Flüssigkeitsrückständen ist eine zentrale Lücke in der Branche.
Die Aggressivität der Korrosion verringert die Toleranz gegenüber Störzuständen erheblich und unterstreicht die Notwendigkeit einer frühzeitigen Erkennung sich entwickelnder lokaler Korrosionsherde, um Unsicherheiten im Integritätsmanagement zu beseitigen. Da sich die Sicherheitsmarge aufgrund der hohen Betriebsbelastung und der am oberen Ende liegenden Korrosionsraten verringern kann, ist eine genauere Dimensionierung in Kombination mit weniger konservativen Fitness-for-Service-Bewertungen (FFS) ebenfalls erforderlich, um die Inspektionsplanung zu optimieren und übermäßigen Konservativismus sowie unnötige Abhilfemaßnahmen (Ausgrabungen und Reparaturen) zu vermeiden.
Die Grenzen herkömmlicher Inline-Prüfverfahren
Angesichts der Herausforderungen durch Innenkorrosion beim CO2-Transport besteht ein Bedarf an ILI mit verbesserter Erkennungsfähigkeit, der Fähigkeit zur Charakterisierung komplexer Formen und Merkmalsprofile sowie einer hohen Messgenauigkeit; die Ultraschallprüfung (UT) würde theoretisch eine besser geeignete Technologie darstellen. Doch obwohl sich die dichte CO2-Phase hinsichtlich einiger ihrer physikalischen Eigenschaften wie eine Flüssigkeit verhält, ist der Einsatz der flüssigkeitsgekoppelten UT nicht mit der erforderlichen Genauigkeit möglich. Dies ist in erster Linie auf die starken Schwankungen bei Dichte, Schallgeschwindigkeit und Impedanz zurückzuführen, die in der dichten Phase oder bei überkritischen Flüssigkeiten bei jeder Änderung von Temperatur und Druck auftreten – was in einer dynamischen Rohrleitungsumgebung und beim Durchlauf eines Molchs unvermeidbar ist. Diese Schwankungen beeinflussen das Verhalten des UT-Strahls und führen zu unvorhersehbaren und unzuverlässigen Prüfergebnissen. Für Anwendungen in der dichten Phase ist daher die MFL-basierte Methode die bevorzugte Prüfmethode, doch auch diese weist eigene Einschränkungen auf, die das Vertrauen in das Integritätsmanagement von CO2-Rohrleitungen mindern.
Die Magnetflussleckage-Technologie (MFL) wird häufig zur Erkennung von Metallverlusten in Rohrleitungen eingesetzt, wobei axiale (MFL-A) und zirkumferentielle (MFL-C) Verfahren jeweils für unterschiedliche Fehlerausrichtungen geeignet sind. Beide stützen sich jedoch auf eine einzige Magnetfeldrichtung, was ihre Fähigkeit zur genauen Erkennung komplexer Korrosionsformen einschränkt. Um die Erkennung zu verbessern, werden beide Methoden oft gemeinsam eingesetzt, ihre Ergebnisse werden jedoch separat analysiert, was ineffizient, subjektiv und manchmal widersprüchlich sein kann. Herkömmliche Berichterstattung vereinfacht Korrosion zudem zu rechteckigen „Kästen“, wodurch detaillierte Forminformationen verloren gehen und zu konservativen Bewertungen führen, die keine optimale Entscheidungsfindung für Integritätsingenieure unterstützen, die für anthropogene CO2-Pipelines verantwortlich sind.
Um die Einschränkungen bei der Analyse und Berichterstattung kombinierter MFL-Daten zu überwinden, ist die Entwicklung von Methoden oder Prozessen, die die komplementären Daten von MFL-A und MFL-C voll ausschöpfen können, von Vorteil, um Subjektivitäten zu beseitigen, Unsicherheiten zu verringern und ein zuverlässigeres und pragmatischeres Integritätsmanagement von CO2-Pipelines anzustreben. Ein Weg ist der Einsatz KI-gestützter Analysen wie MFL Data Fusion.
MFL Data Fusion verbessert das Integritätsmanagement von CO2-Rohrleitungen
Der MFL-Datenfusionsprozess wird unter Verwendung der MFL-Signaldaten durchgeführt, um die Subjektivität im kombinierten Prüfbericht zu überwinden. Die fusionierten Daten können Erkenntnisse liefern, die über die Möglichkeiten jeder einzelnen Technologie hinausgehen. Als Eingaben dienen die rohen, gemessenen axialen und Umfangssignale der jeweiligen Prüftechnologie. Zunächst wird eine Vorverarbeitung an jedem Datensatz durchgeführt, um Schwankungen in den Signalen zu beseitigen und Signalrauschen zu entfernen. Bevor die Daten fusioniert werden können, ist es unerlässlich, eine detaillierte Ausrichtung der beiden Datensätze durchzuführen, um eine Übereinstimmung auf Pixelebene zu erreichen. Dies liefert ein Zweikanalbild, das verwendet wird, um mithilfe eines Abgleichalgorithmus eine genaue Ausrichtung zu erzielen.
Die ausgerichteten MFL-Signale werden dann in das maschinell lernende Datenfusionsmodell eingegeben. Das Fusionsmodell ist ein neuronales Netzwerk mit U-Net-Architektur, das anhand von simulierten MFL-Daten und Laserscandaten vortrainiert wurde. Eine weitere Validierung und Verfeinerung des MFL-Fusionsmodells kann auf der Grundlage von Felddaten erfolgen, z. B. Laserscans oder automatisierten Ultraschallprüfungen. Als Ergebnis wird eine hochauflösende 3D-Karte der Metallverlusttiefe erzeugt. Diese kann verwendet werden, um detaillierte Anomalieprofile entlang der gesamten Rohrleitungslänge zu erstellen (Abbildung 2).
Für das Integritätsmanagement von Rohrleitungen für anthropogenes CO2 bietet ein solcher Ansatz zahlreiche Vorteile:
- Erstens ermöglicht er einen entscheidenden Fortschritt bei der Erkennung und Charakterisierung komplexer Korrosionsmorphologien. In Umgebungen, in denen Schäden häufig als stark lokalisierte Lochfraßstellen beginnen und sich zu unregelmäßigen „Loch-in-Loch“-Strukturen entwickeln, erhalten Betreiber mit MFL Data Fusion Zugang zu einer repräsentativeren und hochauflösenderen Rekonstruktion des Metallverlusts, was ein zuverlässigeres Verständnis der Defektmorphologie und des Schweregrads ermöglicht. Dies ist besonders kritisch bei lokalisierten Korrosionszellen, wo Schäden im Frühstadium andernfalls unentdeckt bleiben könnten, bis sie eine kritische Größe erreichen.
- Zweitens verbessert die Erstellung detaillierter 3D-Korrosionsprofile die Qualität von Integritätsbewertungen grundlegend. Anstatt sich auf vereinfachte geometrische Annahmen zu stützen, können Betreiber ihre Eignungsbewertungen auf realistischere Darstellungen der Korrosionsmerkmale stützen. Dies reduziert unnötige Vorsicht bei gleichzeitiger Wahrung der Sicherheitsmargen – eine zentrale Anforderung bei Dichtphasen-CO2-Rohrleitungen, die unter hoher Belastung und mit begrenzter Toleranz gegenüber Störzuständen betrieben werden. Dies verbessert letztlich die Flexibilität des Betreibers, die Toleranz gegenüber Störzuständen pragmatischer zu handhaben, und ermöglicht so die Entwicklung eines rationaleren/praktischeren Integritätsmanagements (z. B. Reaktion auf Molchreinigungen, tolerierte Häufigkeit von Störzuständen, Häufigkeit von Inline-Inspektionen), ohne die Integritätsstrategie zu beeinträchtigen.
Warum dies für die Energiesicherheit wichtig ist
Da CO2-Pipelines zu einem Teil des Energie-Backbones werden, wird die Energiesicherheit zunehmend davon abhängen, wie gut ihre Integritätsrisiken verstanden und gemanagt werden. KI-gestützte Datenanalysen verbessern nicht nur die Messgenauigkeit – sie verändern grundlegend, wie Betreiber Risiken bewerten, Maßnahmen priorisieren und Abhilfemaßnahmen planen. Durch tiefere Einblicke in komplexe Degradationsmechanismen und die Verringerung von Unsicherheiten bei Integritätsbewertungen unterstützen diese Ansätze eine fundiertere, zeitnahe und angemessene Entscheidungsfindung. Auf diese Weise ermöglichen sie sicherere und widerstandsfähigere CO2-Transportsysteme – und stellen sicher, dass die Dekarbonisierungsinfrastruktur als Teil des gesamten Energiesystems zuverlässig funktioniert.
Literaturverzeichnis
- Yoon-Seok Choi, Fernando Farelas, Srdjan Nešic, Alvaro Augusto O. Magalhães,* and Cynthia de Azevedo Andrade, “Corrosion Behavior of Deep Water Oil Production Tubing Material Under Supercritical CO2 Environment: Part 1—Effect of Pressure and Temperature”, Corrosion, 2014
- Fareles, Choi, Nesic, “Effects of CO2 Phase Change, SO2 Content and Flow on the Corrosion of CO2 Transmission Pipeline Steel”, Corrosion, 2012
- Daniel Sandana, Angus Patterson, Kevin Siggers, Ensuring safe and reliable transport of anthropogenic dense CO2: advancing integrity management with MFL Data Fusion, IPC 2026-185999, Calgary, 2026
- Xiang, Peng, Kevin, Siggers, Mark, Wright, Johannes, Palmer, “Data Fusion of Complementary Axial and Circumferential Magnetic Flux Leakage Inline Inspections and Effects on Safe Remaining Life”, IPC 2024, Calgary, 2024
Daniel Sandana
Principal Materials and Corrosion Engineer
Daniel Sandana, leitender Material- und Korrosionsingenieur bei ROSEN, hat einen Master of Science in Materialwissenschaft und Werkstofftechnik von der ESIREM in Frankreich und einen Doktortitel in Metallurgie/Korrosion von der Newcastle University im Vereinigten Königreich. Außerdem ist er als European Chartered Engineer (Eur Ing) zugelassen.
Daniel verfügt über mehr als 20 Jahre Erfahrung im Asset-Integrity-Management in den Bereichen Öl- und Gasförderung sowie -transport weltweit. Seit 2009 ist er in der Forschung zum CO2-Transport tätig und hat zu frühen europäischen Initiativen zur CO2-Abscheidung und -Speicherung beigetragen.
Daniel ist derzeit an Brancheninitiativen beteiligt, die Betreiber beim Übergang zu dekarbonisierten Energiesystemen unterstützen. Er hat über 50 begutachtete Fachartikel verfasst und hält regelmäßig Branchenschulungen zum sicheren Transport von CO2 und H2 ab.