Im norddeutschen Becken wurden Versuchsbohrungen für die Kohlendioxidspeichertechnologie (CCS carbon capture and storage) durchgeführt. Hierzu wurde der niedrig legierte Stahl 42CrMo4 als Verrohrung und der hochlegierte weichgeglühte Stahl X46Cr13 als Bohrlochstahl eingesetzt. Unklar sind jegliche Korrosionserscheinungen dieser Stähle mit CO2 bei der Einspeisung von sowohl technischem CO2 als auch Rauchgas aus konventionellen und Oxyfuel-Kraftwerken in solche geologischen Tiefenspeicher. Da ein Kontakt mit Formationswasser zu erwarten ist, muss von einer CO2-gesättigten und damit sauren wässrigen Korrosion ausgegangen werden.

Auf der Basis von publizierten Daten ist eine Abschätzung der Einsatzgrenzen der zu verwendenden Stähle vorgenommen worden. Untersuchungen in Laborexperimenten an diesen Stählen haben Korrosionsraten abschätzen können und die sich bildenden Korrosionsschichten charakterisiert. Aus der Öl- und Gasindustrie ist bekannt, dass der Kohlenstoffgehalt sich ungünstig auf die Korrosionseigenschaften unter CO2-Atomosphäre auswirkt und im Gegensatz hierzu ein erhöhter Molybdängehalt der unvorhersehbaren und damit gefährlichen Örtlichen Korrosion „Lochfraß“ entgegen wirken kann.

Ziel des Projektes war es, die Stähle X35CrMo17, X20Cr13 und X5CrNiCuNb16-4 im Vergleich zu den verwendeten Stählen 42CrMo4 und X46Cr13 auf ihre Zuverlässigkeit und Einsetzbarkeit in der CCS-Technologie zu bewerten. Hierzu wurden Laborversuche in Autoklaven bei 60 °C bis 100 °C und 100 bar bis 170 bar durchgeführt und die Stähle auf ihre Abtragsraten, Korrosionsschichtwachstum, örtliches Korrosionspotential, Morphologie und Gefügeveränderungen hin untersucht. Es sollten Reaktionsmodelle beschrieben werden, die zum besseren Verständnis der zu erwartenden Veränderungen der Werkstoffe im Bohrloch führen und damit eine Gefahrenabschätzung möglich und zuverlässig machen.

• Prof. Dr.-Ing. Anja Pfennig (Projektleitung)

Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung (BAM)