Edelstahlrohrgüten für Öl- und Gasfelder

Im Allgemeinen können einige niedriglegierte Stähle die Anforderungen für eine korrosive Öl- und Gasumgebung mit H2S erfüllen, aber die korrosive Umgebung mit CO2 oder H2S, CO2, Cl – Koexistenz, wo der martensitische Edelstahl benötigt, Duplex-Edelstahl oder sogar Nickelbasislegierungen . Die 1988er Version von API 5CT fügte korrosionsbeständige Rohrstahlgüten hinzu, spezifizierte die Stahlgüte C75 mit martensitischen Edelstahlgüten von 9Cr und 13Cr

 

Hohe Festigkeit Mtensitisches Edelstahlrohr für Ölquelle

 In der feuchten Umgebung mit CO2 als Hauptgas treten häufig lokale Korrosionsschäden an Bohrlochrohren auf, wie Lochfraßkorrosion und interkristalline Korrosion usw. Wenn Cl – vorhanden ist, wird die lokale Korrosion verstärkt. Es wird allgemein angenommen, dass die Korrosion ignoriert werden kann, wenn der Kohlendioxiddruck niedriger als 0.021 MPa ist, und die Korrosion tritt auf, wenn der Kohlendioxiddruck 0.021 MPa erreicht. Wenn der pCO2 höher als 0.021 MPa ist, sollten geeignete Korrosionsschutzmaßnahmen ergriffen werden. Im Allgemeinen treten keine Schäden durch Lochfraß auf, wenn der co2-Anteil unter 0.05 MPa liegt.

Es wurde nachgewiesen, dass die Wirkung der Verwendung eines Retardmittels zur Verhinderung der CO2-Korrosion begrenzt ist und die Wirkung der Verwendung von hochchromhaltigem Stahl wie 9%-13% Cr-Stahl besser ist. Seit den 1970er Jahren verwenden einige Erdgasquellen 9% Cr- und 13 Cr%-Edelstahlrohre, um CO2-Korrosion zu verhindern. Das American Petroleum Institute (API) empfiehlt martensitische 9Cr- und 13Cr-Edelstahlrohre (API L80-9Cr und L80-13Cr) für den standardisierten Einsatz. 13Cr-Stahl hat eine bessere Beständigkeit gegen CO2-Korrosion, während 9Cr-1Mo-Stahl eine bessere Beständigkeit gegen H2S-Spannungsrisskorrosion aufweist. Grundsätzlich ist keiner der beiden Stähle geeignet, wenn H2S in einer CO2-Atmosphäre vorhanden ist. Wenn H2S in CO2-Ölquellen vorhanden ist, sollte die SSCC-Beständigkeit des Ölquellenrohrs so weit wie möglich verbessert werden und die Abschreck- und Anlasswärmebehandlung sollte angewendet werden, um einen einheitlichen Martensit zu erhalten, und die Härte sollte so weit wie möglich unter HRC22 gehalten werden .

Die Edelstahl-Ölquelle

Klasse 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 reduzierte 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 (Sulfide Stress Cracking) zu verbessern, wurden kohlenstoffarme SUP13Cr-Stahlrohre mit Ni- und Mo-Zusätzen entwickelt. Das Stahlrohr kann in nassen Umgebungen mit hohen Temperaturen, hohen CO2-Konzentrationen und einem geringen Anteil an Schwefelwasserstoff eingesetzt werden. Die Struktur dieser Rohre besteht aus angelassenem Martensit und weniger als 5 % Ferrit. Die Korrosionsbeständigkeit gegenüber CO2 kann durch die Reduzierung von Kohlenstoff oder die Zugabe von Cr und Ni verbessert werden, und die Korrosionsbeständigkeit gegenüber Lochfraß kann durch die Zugabe von Mo verbessert werden. Im Vergleich zu API 13Cr-Stahlrohren ist die Korrosionsbeständigkeit gegenüber CO2 und SSC stark verbessert. In derselben korrosiven Umgebung beträgt die Korrosionsrate von API 13Cr-Stahlrohr beispielsweise mehr als 1 mm/a, während die Korrosionsrate von SUP13Cr-Stahlrohr auf 0.125 mm/a reduziert wird. Mit der Entwicklung von tiefen und ultratiefen Bohrlöchern steigt die Ölquellentemperatur weiter an. Wenn die Ölquellentemperatur weiter auf mehr als 180 °C erhöht wird, beginnt auch die Korrosionsbeständigkeit des SUP13Cr-Ölquellenrohrs zu sinken, was den Anforderungen eines langfristigen Einsatzes nicht gerecht wird. Nach dem traditionellen Materialauswahlprinzip sollte Duplex-Edelstahl oder Nickelbasislegierung ausgewählt werden.

 

Mgehärteter Edelstahl Rohr für Ölpipeline

Das korrosive Öl und Gas transportierende Pipelinerohr erfordert das gleiche korrosionsbeständige Material wie das Bohrlochrohr. Bisher wurde das Rohr meist mit Retardmitteln oder korrosionsbeständigen Materialien wie Dualphasen-Edelstahl injiziert. Ersteres ist in seiner Antikorrosionswirkung bei hohen Temperaturen instabil und kann Umweltverschmutzung verursachen. Obwohl zweiphasiger rostfreier Stahl eine gute Korrosionsbeständigkeit aufweist, sind die Kosten hoch und die Schweißwärmezufuhr ist schwer zu kontrollieren, das Vorwärmen des Schweißens und die Wärmebehandlung nach dem Schweißen bei der Konstruktion der Baustelle bringt Schwierigkeiten mit sich. Das martensitische 11Cr-Rohr für CO2-Umgebung und das martensitische 12Cr-Rohr für CO2+ Spuren H2S-Umgebung kommen zum Einsatz. Die Säule hat eine gute Schweißbarkeit, ohne Vorwärmen und Wärmebehandlung nach dem Schweißen, ihre mechanischen Eigenschaften können der Stahlsorte X80 entsprechen und ihre Korrosionsbeständigkeit ist besser als die der Rohrleitung mit verzögertem Trennmittel oder zweiphasigem Edelstahlrohr.

Edelstahlrohr für Pipeline

Klasse 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℃ überschreitet, und Duplex-Edelstahl mit guter Beständigkeit gegen CO2 und Cl — Spannungsrisskorrosion ist erforderlich. Zur Zeit, 22Cr und 25Cr-Duplex-Edelstähle (austenitisch und ferritisch) sind für CO2-Bohrlöcher über 200 geeignet, während die Hersteller den Cr- und Ni-Gehalt anpassen, um die Korrosionsbeständigkeit anzupassen. Duplexstahl besteht aus Ferrit plus der austenitischen Phase. Neben Cr und Ni können Mo und N hinzugefügt werden, um die Korrosionsbeständigkeit zu verbessern. Zusätzlich zu dem Duplex-Edelstahl hat eine gute Hochtemperatur-Korrosionsbeständigkeit im Vergleich zu Martensit-Edelstahl eine bessere H2S-Spannungskorrosionsrissbeständigkeit, bei Raumtemperatur NACE TM 0177-A-Test, in A-Lösung, 85% SMYS-Ladeumgebung, Martensit-Edelstahl kann nur den 10 kPa H2S-Partialdrucktest bestehen, Duplex-Edelstahl 25Cr kann den 100 kPa H2S-Partialdrucktest bestehen.

 

Im Allgemeinen kann 2Cr-Stahl (einschließlich Super-2Cr-Stahl) in der Koexistenz von CO2- und H13S-Umgebungen oder H13S-Partialdruck nicht kritisch, aber Cl- sehr hoch ist, die Anforderungen nicht erfüllen. 22Cr Duplex-Edelstahl (ASF 2205) oder Superduplex-Edelstahl 25Cr, Auch Ni-, Cr-Edelstahl und Ni-Basis- und Fe-Ni-Basislegierungen wie G3, Legierung 825 mit mehr als 20% Cr, Ni30% werden benötigt.

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