Edelstahlrohrqualitäten für Öl- und Gasfelder
Im Allgemeinen können einige niedrig legierte Stähle die Anforderungen für korrosive Öl- und Gasumgebungen mit H2S erfüllen, aber die korrosive Umgebung mit CO2 oder H2S, CO2, Cl – Koexistenz, in der martensitischer Edelstahl, Duplex-Edelstahl oder sogar Nickellegierungen benötigt werden. Die Version von API 5CT aus dem Jahr 1988 fügte korrosionsbeständige Rohrstahlsorten hinzu und spezifizierte die Stahlsorte C75 mit martensitischen Edelstahlsorten von 9Cr und 13Cr
Hohe Festigkeit Martesitisches Edelstahlrohr für Ölquellen
In feuchten Umgebungen mit CO2 als Hauptgas kommt es häufig zu lokalen Korrosionsschäden an Ölbohrrohren, wie Lochfraß und interkristalline Korrosion usw. Wenn Cl – vorhanden ist, wird die lokale Korrosion verstärkt. Es wird allgemein angenommen, dass die Korrosion vernachlässigt werden kann, wenn der Kohlendioxiddruck unter 0,021 MPa liegt, und dass die Korrosion auftritt, wenn der Kohlendioxiddruck 0,021 MPa erreicht. Wenn der pCO2-Wert über 0,021 MPa liegt, sollten geeignete Korrosionsschutzmaßnahmen ergriffen werden. Im Allgemeinen kommt es nicht zu Schäden durch Lochfraß, wenn der CO2-Anteil unter 0,05 MPa liegt.
Es wurde nachgewiesen, dass die Wirkung der Verwendung eines Mittels mit verzögerter Freisetzung zur Verhinderung von CO2-Korrosion begrenzt ist und die Wirkung der Verwendung von hochchromhaltigem Stahl wie 9%-13%Cr-Stahl besser ist. Seit den 1970er Jahren werden bei einigen Erdgasbohrungen Rohre aus 9%Cr- und 13Cr%-Edelstahl verwendet, um CO2-Korrosion zu verhindern. Das American Petroleum Institute (API) empfiehlt 9Cr- und 13Cr-Rohre aus martensitischem Edelstahl (API L80-9Cr und L80-13Cr) für den standardisierten Einsatz. 13Cr-Stahl weist eine bessere Beständigkeit gegen CO2-Korrosion auf, während 9Cr-1Mo-Stahl eine bessere Beständigkeit gegen H2S-Spannungsrisskorrosion aufweist. Grundsätzlich ist keiner der Stähle geeignet, wenn H2S in einer CO2-Atmosphäre vorhanden ist. Wenn in einer CO2-Ölquelle H2S vorhanden ist, sollte die SSCC-Beständigkeit des Ölquellenrohrs so weit wie möglich verbessert werden. Außerdem sollte eine Abschreck- und Anlasswärmebehandlung durchgeführt werden, um gleichmäßigen Martensit zu erhalten. Die Härte sollte so weit wie möglich unter HRC22 gehalten werden.
Die Edelstahlqualität der Ölquelle
| Grad | C | Mo | Cr | Ni | Cu |
| 9Cr | ≤0,15 | 0.9-1.1 | 8.0-10.0 | ≤0,5 | / |
| 13Cr | 0.15-0.22 | / | 12.0-14.0 | ≤0,5 | / |
| SUP9Cr | ≤0,03 | 1.5-2.5 | 12.0-13.5 | 4.0-6.0 | / |
| SUP13Cr | ≤0,03 | 1.5-2.5 | 14.0-16.0 | 5.0-7.0 | 0.5-1.5 |
Allerdings weisen API 13Cr-Stahlrohre eine deutlich geringere CO2-Beständigkeit und eine verkürzte Lebensdauer auf, wenn die Ölquellentemperatur 150 °C oder mehr erreicht. Um die Korrosionsbeständigkeit von API 13Cr-Stahlrohren gegenüber CO2 und SSC (Sulfid-Spannungsrissbildung) zu verbessern, wurden kohlenstoffarme SUP13Cr-Stahlrohre mit Zusatz von Ni und Mo entwickelt. Das Stahlrohr kann in feuchten Umgebungen mit hohen Temperaturen, hohen CO2-Konzentrationen und einer geringen Menge an Schwefelwasserstoff verwendet werden. Die Struktur dieser Rohre besteht aus angelassenem Martensit und weniger als 5% Ferrit. Die Korrosionsbeständigkeit gegenüber CO2 kann durch Reduzierung des Kohlenstoffgehalts oder Zugabe von Cr und Ni verbessert werden, und die Korrosionsbeständigkeit gegenüber Lochfraß kann durch Zugabe von Mo verbessert werden. Im Vergleich zu API 13Cr-Stahlrohren ist die Korrosionsbeständigkeit gegenüber CO2 und SSC erheblich verbessert. Beispielsweise beträgt in derselben korrosiven Umgebung die Korrosionsrate von API 13Cr-Stahlrohren mehr als 1 mm/a, während die Korrosionsrate von SUP13Cr-Stahlrohren auf 0,125 mm/a sinkt. Mit der Entwicklung von tiefen und ultratiefen Bohrlöchern steigt die Ölquellentemperatur weiter an. Wenn die Ölquellentemperatur weiter auf über 180 °C ansteigt, beginnt auch die Korrosionsbeständigkeit von SUP13Cr-Ölquellenrohren zu sinken, was den Anforderungen einer langfristigen Nutzung nicht mehr gerecht wird. Gemäß dem traditionellen Prinzip der Materialauswahl sollte Duplex-Edelstahl oder eine Nickelbasislegierung ausgewählt werden.
Martesitischer Edelstahl Rohr für Ölpipeline
Der Rohrleitung Für die Förderung von korrosivem Öl und Gas ist dasselbe korrosionsbeständige Material wie für Ölbohrrohre erforderlich. Bisher wurden Rohre normalerweise mit verzögert freisetzenden Mitteln oder korrosionsbeständigen Materialien wie zweiphasigem Edelstahl gefüllt. Die Korrosionsschutzwirkung von zweiphasigem Edelstahl ist bei hohen Temperaturen instabil und kann zu Umweltverschmutzung führen. Obwohl zweiphasiger Edelstahl eine gute Korrosionsbeständigkeit aufweist, ist er teuer und die Schweißwärmezufuhr schwer zu kontrollieren. Das Vorwärmen und die Wärmebehandlung nach dem Schweißen auf der Baustelle bringen Schwierigkeiten mit sich. Es werden martensitische 11Cr-Rohre für CO2-Umgebungen und martensitische 12Cr-Rohre für CO2+-Spuren-H2S-Umgebungen verwendet. Die Säule ist gut schweißbar, ohne Vorwärmen und Wärmebehandlung nach dem Schweißen können ihre mechanischen Eigenschaften denen von Stahlsorte X80 entsprechen und ihre Korrosionsbeständigkeit ist besser als die von Rohrleitungen mit verzögert freisetzenden Mitteln oder zweiphasigen Edelstahlrohren.
Edelstahlrohr für Pipeline
| Grad | C | Cr | Ni | Mo |
| 11Cr | ≤0,03 | 11 | 1.5 | / |
| 12Cr | ≤0,03 | 12 | 5.0 | 2.0 |
Duplex-Edelstahlrohr für die Erdölindustrie
Der martensitische Edelstahl SUP 15Cr kann die Korrosionsbeständigkeitsanforderungen nicht erfüllen, wenn die Temperatur der CO2-haltigen Öl- (Gas-)Quelle 200 °C übersteigt. Es wird Duplex-Edelstahl mit guter Beständigkeit gegen CO2 und Cl-Spannungskorrosionsrisse benötigt. Derzeit 22Cr und 25Cr-Duplex-Edelstahl (austenitisch und ferritisch) ist für CO2-Brunnen über 200 °C geeignet, während die Hersteller den Cr- und Ni-Gehalt anpassen, um die Korrosionsbeständigkeit anzupassen. Duplexstahl besteht aus Ferrit und der austenitischen Phase. Neben Cr und Ni können Mo und N hinzugefügt werden, um die Korrosionsbeständigkeit zu verbessern. Duplexstahl weist nicht nur eine gute Korrosionsbeständigkeit bei hohen Temperaturen auf, sondern weist im Vergleich zu martensitischem Edelstahl auch eine bessere Beständigkeit gegen H2S-Spannungsrisskorrosion auf. Beim NACE TM 0177-A-Test bei Raumtemperatur und in einer A-Lösung mit der Belastungsumgebung 85%SMYS kann martensitischer Edelstahl nur den Test mit 10 kPa H2S-Partialdruck bestehen, während Duplexstahl 25Cr den Test mit 100 kPa H2S-Partialdruck besteht.
Im Allgemeinen kann 13Cr-Stahl (einschließlich Super-13Cr-Stahl) die Anforderungen nicht erfüllen, wenn CO2 und H2S gleichzeitig vorhanden sind oder der H2S-Partialdruck nicht den kritischen Wert erreicht, der Cl-Wert jedoch sehr hoch ist. 22Cr Duplex-Edelstahl (ASF 2205) oder Super-Duplex-Edelstahl 25Cr, sogar Edelstahl mit hohem Ni-, Cr-Gehalt und Ni- und Fe-Ni-basierte Legierungen wie G3, Legierung 825 mit mehr als 20% Cr, Ni30% werden benötigt.
