Grados de tubos de acero inoxidable para campos de petróleo y gas
En términos generales, algunos aceros de baja aleación pueden cumplir con los requisitos para ambientes corrosivos de petróleo y gas que contienen H2S, pero el ambiente corrosivo que contiene CO2 o H2S, CO2, Cl – coexistencia donde el acero inoxidable martensítico necesita acero inoxidable dúplex o incluso una aleación a base de níquel. . La versión de 1988 de API 5CT agregó grados de acero para tuberías resistentes a la corrosión, especificó el grado de acero C75 con grados de acero inoxidable martensítico de 9Cr y 13Cr.
Alta resistencia METROTubería de acero inoxidable artensitico para pozo petrolero.
En un ambiente húmedo con CO2 como gas principal, a menudo se producen daños por corrosión local en las tuberías de los pozos de petróleo, como corrosión por picaduras y corrosión intergranular, etc. Si existe Cl-, la corrosión local se intensificará. Generalmente se considera que la corrosión puede ignorarse cuando la presión del dióxido de carbono es inferior a 0,021 MPa, y que la corrosión se producirá cuando la presión del dióxido de carbono alcance los 0,021 MPa. Cuando la pCO2 sea superior a 0,021 MPa, se deben tomar las medidas anticorrosión adecuadas. Generalmente, no hay daños causados por picaduras cuando la fracción de CO2 es inferior a 0,05 Mpa.
Se ha demostrado que el efecto del uso de un agente de liberación sostenida para prevenir la corrosión por CO2 es limitado, y el efecto del uso de acero con alto contenido de cromo, como el acero 9%-13%Cr, es mejor. Desde la década de 1970, algunos pozos de gas natural han utilizado tuberías de acero inoxidable 9%Cr y 13Cr% para evitar la corrosión por CO2. El Instituto Americano del Petróleo (API) recomienda tubos de acero inoxidable martensítico de 9Cr y 13Cr (API L80-9Cr y L80-13Cr) para uso estandarizado. El acero 13Cr tiene mejor resistencia a la corrosión por CO2, mientras que el acero 9Cr-1Mo tiene mejor resistencia al agrietamiento por corrosión bajo tensión del H2S. En principio, ninguno de los dos aceros es adecuado si hay H2S presente en una atmósfera de CO2. Cuando existe H2S en un pozo de petróleo de CO2, la resistencia SSCC de la tubería del pozo de petróleo debe mejorarse en la medida de lo posible, y se debe adoptar un tratamiento térmico de enfriamiento y revenido para obtener martensita uniforme y la dureza debe controlarse por debajo de HRC22 en la medida de lo posible. .
El grado de acero inoxidable del pozo de petróleo.
| Calificación | C | Mes | 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 |
Sin embargo, los tubos de acero API 13Cr han reducido significativamente la resistencia al CO2 y acortado la vida útil cuando la temperatura del pozo de petróleo alcanza los 150 ℃ o más. Para mejorar la resistencia a la CORROSIÓN de los tubos de acero API 13Cr al CO2 y SSC (craqueo por tensión de sulfuro), se desarrollaron tubos de acero SUP13Cr con bajo contenido de carbono con Ni y Mo añadidos. El tubo de acero se puede utilizar en ambientes húmedos con altas temperaturas, altas concentraciones de CO2 y una pequeña cantidad de sulfuro de hidrógeno. La estructura de estos tubos es martensita templada y ferrita inferior a 5%. La resistencia a la corrosión por CO2 se puede mejorar reduciendo el carbono o agregando Cr y Ni, y la resistencia a la corrosión por picaduras se puede mejorar agregando Mo. En comparación con las tuberías de acero API 13Cr, la resistencia a la corrosión por CO2 y SSC mejora considerablemente. Por ejemplo, en el mismo entorno corrosivo, la tasa de corrosión de la tubería de acero API 13Cr es superior a 1 mm/a, mientras que la tasa de corrosión de la tubería de acero SUP13Cr se reduce a 0,125 mm/a. Con el desarrollo de pozos profundos y ultraprofundos, la temperatura de los pozos de petróleo continúa aumentando. Si la temperatura del pozo de petróleo aumenta aún más a más de 180 ℃, la resistencia a la corrosión de la tubería de pozo de petróleo SUP13Cr también comienza a disminuir, lo que no puede cumplir con los requisitos de uso a largo plazo. De acuerdo con el principio tradicional de selección de materiales, se debe seleccionar acero inoxidable dúplex o una aleación a base de níquel.
METROacero inoxidable artensítico tubo para oleoducto
El tubería de tubería El transporte de petróleo y gas corrosivos requiere el mismo material resistente a la corrosión que la tubería del pozo de petróleo. Anteriormente, la tubería se inyectaba normalmente con agentes de liberación sostenida o materiales resistentes a la corrosión, como el acero inoxidable de doble fase. El primero tiene un efecto anticorrosión inestable a altas temperaturas y puede causar contaminación ambiental. Aunque el acero inoxidable de doble fase tiene buena resistencia a la corrosión, el costo es alto y la entrada de calor de soldadura es difícil de controlar, el precalentamiento de soldadura y el tratamiento térmico posterior a la soldadura para la construcción del sitio trae dificultades. Se ponen en uso la tubería martensítica de 11Cr para ambiente de CO2 y la tubería martensítica de 12Cr para ambiente de trazas de CO2+ H2S. La columna tiene buena soldabilidad, sin precalentamiento ni tratamiento térmico posterior a la soldadura, sus propiedades mecánicas pueden ser iguales al grado de acero X80 y su resistencia a la corrosión es mejor que la de la tubería con agente de liberación retardado o la tubería de acero inoxidable de doble fase.
Tubería de acero inoxidable para tubería.
| Calificación | C | cr | Ni | Mes |
| 11Cr | ≤0,03 | 11 | 1.5 | / |
| 12Cr | ≤0,03 | 12 | 5.0 | 2.0 |
Tubería de acero inoxidable dúplex para la industria petrolera
El acero inoxidable martensítico SUP 15Cr no puede cumplir con los requisitos de resistencia a la corrosión cuando la temperatura del pozo de petróleo (gas) que contiene CO2 excede los 200 ℃, y se requiere acero inoxidable dúplex con buena resistencia al CO2 y Cl: se requieren grietas por corrosión bajo tensión. Actualmente, 22Cr y los aceros inoxidables dúplex 25Cr (austenítico y ferrita) son adecuados para pozos de CO2 por encima de 200 ℃, mientras que los fabricantes ajustan el contenido de Cr y Ni para ajustar la resistencia a la corrosión. El acero dúplex se compone de ferrita más fase austenítica. Además de Cr y Ni, se pueden añadir Mo y N para mejorar la resistencia a la corrosión. Además de que el acero inoxidable dúplex tiene buena resistencia a la corrosión a altas temperaturas, en comparación con el acero inoxidable martensita, tiene mejor resistencia al agrietamiento por corrosión bajo tensión H2S, a temperatura ambiente, prueba NACE TM 0177-A, en solución A, entorno de carga 85%SMYS, acero inoxidable martensita. El acero solo puede pasar la prueba de presión parcial de 10 kPa H2S, el acero inoxidable dúplex 25Cr puede pasar la prueba de presión parcial de 100 kPa H2S.
En general, en la coexistencia de ambientes de CO2 y H2S, o la presión parcial de H2S no alcanza el nivel crítico pero el Cl- es muy alto, el acero 13Cr (incluido el acero súper 13Cr) no puede cumplir con los requisitos. 22Cr Se requiere acero inoxidable dúplex (ASF 2205) o acero inoxidable súper dúplex 25Cr, incluso acero inoxidable con alto contenido de Ni, Cr y aleaciones a base de Ni y Fe-Ni como G3, aleación 825 que contenga más de 20% Cr, Ni30%.
