Gradi di tubi in acciaio inossidabile per giacimenti di petrolio e gas
In generale, alcuni acciai bassolegati possono soddisfare i requisiti per ambienti corrosivi contenenti petrolio e gas contenenti H2S, ma l’ambiente corrosivo contenente CO2 o H2S, CO2, Cl – coesistenza dove è necessario l’acciaio inossidabile martensitico, l’acciaio inossidabile duplex o anche le leghe a base di nichel . La versione del 1988 dell'API 5CT ha aggiunto gradi di acciaio per tubi resistenti alla corrosione, ha specificato il grado di acciaio C75 con gradi di acciaio inossidabile martensitico di 9Cr e 13Cr
Molta forza Mtubo in acciaio inox arttensitico per pozzo petrolifero
Nell'ambiente umido con CO2 come gas principale, si verificano spesso danni da corrosione locale delle tubazioni del pozzo petrolifero, come corrosione per vaiolatura e corrosione intergranulare, ecc. Se Cl – esiste, la corrosione locale sarà intensificata. Si ritiene generalmente che la corrosione possa essere ignorata quando la pressione dell'anidride carbonica è inferiore a 0,021 MPa e che la corrosione si verificherà quando la pressione dell'anidride carbonica raggiunge 0,021 MPa. Quando il pCO2 è superiore a 0,021 MPa, è necessario adottare adeguate misure anticorrosione. Generalmente non si verificano danni da vaiolatura quando la frazione di CO2 è inferiore a 0,05Mpa.
È stato dimostrato che l'effetto dell'utilizzo di un agente a rilascio prolungato per prevenire la corrosione da CO2 è limitato e l'effetto dell'utilizzo di acciaio ad alto contenuto di cromo come l'acciaio 9%-13%Cr è migliore. Dagli anni '70, alcuni pozzi di gas naturale hanno utilizzato tubi in acciaio inossidabile 9%Cr e 13Cr% per prevenire la corrosione da CO2. L'American Petroleum Institute (API) consiglia tubi in acciaio inossidabile martensitico 9Cr e 13Cr (API L80-9Cr e L80-13Cr) per l'uso standardizzato. L'acciaio 13Cr ha una migliore resistenza alla corrosione da CO2, mentre l'acciaio 9Cr-1Mo ha una migliore resistenza alla tensocorrosione da H2S. In linea di principio, nessuno dei due acciai è adatto se H2S è presente in un'atmosfera di CO2. Quando è presente H2S nel pozzo petrolifero di CO2, la resistenza SSCC del tubo del pozzo petrolifero dovrebbe essere migliorata il più possibile e il trattamento termico di tempra e rinvenimento dovrebbe essere adottato per ottenere martensite uniforme e la durezza dovrebbe essere controllata il più possibile al di sotto di HRC22 .
Il grado di acciaio inossidabile del pozzo petrolifero
| Grado | 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 |
Tuttavia, i tubi in acciaio API 13Cr hanno una resistenza alla CO2 significativamente ridotta e una durata utile ridotta quando la temperatura del pozzo petrolifero raggiunge 150 ℃ o superiore. Al fine di migliorare la resistenza alla CORROSIONE dei tubi in acciaio API 13Cr alla CO2 e all'SSC (cracking da solfuro), sono stati sviluppati tubi in acciaio SUP13Cr a basso tenore di carbonio con aggiunta di Ni e Mo. Il tubo in acciaio può essere utilizzato in ambienti umidi con temperature elevate, elevate concentrazioni di CO2 e una piccola quantità di idrogeno solforato. La struttura di questi tubi è martensite temperata e ferrite inferiore a 5%. La resistenza alla corrosione alla CO2 può essere migliorata riducendo il carbonio o aggiungendo Cr e Ni, mentre la resistenza alla corrosione alla vaiolatura può essere migliorata aggiungendo Mo. Rispetto al tubo in acciaio API 13Cr, la resistenza alla corrosione a CO2 e SSC è notevolmente migliorata. Ad esempio, nello stesso ambiente corrosivo, il tasso di corrosione del tubo in acciaio API 13Cr è superiore a 1 mm/a, mentre il tasso di corrosione del tubo in acciaio SUP13Cr è ridotto a 0,125 mm/a. Con lo sviluppo di pozzi profondi e ultraprofondi, la temperatura dei pozzi petroliferi continua ad aumentare. Se la temperatura del pozzo petrolifero viene ulteriormente aumentata fino a oltre 180 ℃, anche la resistenza alla corrosione del tubo del pozzo petrolifero SUP13Cr inizia a diminuire, il che non può soddisfare i requisiti di utilizzo a lungo termine. Secondo il tradizionale principio di selezione del materiale, è necessario selezionare l'acciaio inossidabile duplex o la lega a base di nichel.
Macciaio inossidabile artistico tubo per oleodotto
IL tubo della conduttura il trasporto di petrolio e gas corrosivi richiede lo stesso materiale resistente alla corrosione del tubo del pozzo petrolifero. In precedenza, il tubo veniva solitamente iniettato con agenti a rilascio prolungato o materiali resistenti alla corrosione come l'acciaio inossidabile a doppia fase. Il primo è instabile nell'effetto anticorrosivo alle alte temperature e può causare inquinamento ambientale. Sebbene l'acciaio inossidabile a doppia fase abbia una buona resistenza alla corrosione, il costo è elevato e l'apporto di calore di saldatura è difficile da controllare, il preriscaldamento della saldatura e il trattamento termico post-saldatura per la costruzione del sito creano difficoltà. Vengono utilizzati il tubo martensitico 11Cr per ambiente CO2 e il tubo martensitico 12Cr per ambiente CO2+ tracce H2S. La colonna ha una buona saldabilità, senza preriscaldamento e trattamento termico post-saldatura, le sue proprietà meccaniche possono essere pari all'acciaio di grado X80 e la sua resistenza alla corrosione è migliore di quella della tubazione con agente distaccante ritardato o del tubo in acciaio inossidabile bifase.
Tubo in acciaio inossidabile per pipeline
| Grado | C | Cr | Ni | Mo |
| 11Cr | ≤0,03 | 11 | 1.5 | / |
| 12Cr | ≤0,03 | 12 | 5.0 | 2.0 |
Tubo duplex in acciaio inossidabile per l'industria petrolifera
L'acciaio inossidabile martensitico SUP 15Cr non può soddisfare i requisiti di resistenza alla corrosione quando la temperatura del pozzo di petrolio (gas) contenente CO2 supera i 200 ℃ ed è richiesto un acciaio inossidabile duplex con buona resistenza a CO2 e Cl — crepe da tensocorrosione. Attualmente, 22Cr e gli acciai inossidabili duplex 25Cr (austenitici e ferritici) sono adatti per pozzi di CO2 superiori a 200 ℃, mentre i produttori regolano il contenuto di Cr e Ni per regolare la resistenza alla corrosione. L'acciaio duplex è composto da ferrite più la fase austenitica. Oltre a Cr e Ni, è possibile aggiungere Mo e N per migliorare la resistenza alla corrosione. Oltre all'acciaio inossidabile duplex che ha una buona resistenza alla corrosione ad alta temperatura, rispetto all'acciaio inossidabile martensite, ha una migliore resistenza alla tensocorrosione H2S, a temperatura ambiente, test NACE TM 0177-A, in soluzione A, ambiente di carico 85%SMYS, acciaio inossidabile martensite l'acciaio può superare solo il test di pressione parziale di 10 kPa H2S, l'acciaio inossidabile Duplex 25Cr può superare il test di pressione parziale di 100 kPa H2S.
In generale, nella coesistenza di ambienti CO2 e H2S, o la pressione parziale di H2S non raggiunge il livello critico ma Cl- è molto elevato, l'acciaio 13Cr (compreso l'acciaio super 13Cr) non può soddisfare i requisiti, 22Cr sono richiesti acciaio inossidabile duplex (ASF 2205) o acciaio inossidabile super duplex 25Cr, sono richiesti anche acciaio inossidabile ad alto contenuto di Ni, Cr e leghe a base di Ni e Fe-Ni come G3, lega 825 contenente più di 20% Cr, Ni30%.
