Gradi di tubi in acciaio inossidabile per giacimenti di petrolio e gas

In generale, alcuni acciai bassolegati possono soddisfare i requisiti per l'ambiente corrosivo di petrolio e gas contenente H2S, ma l'ambiente corrosivo contenente CO2 o H2S, CO2, Cl – coesistenza dove l'acciaio inossidabile martensitico ha bisogno, acciaio inossidabile duplex o anche lega a base di nichel . La versione 1988 di API 5CT ha aggiunto gradi di acciaio per tubi resistenti alla corrosione, specificando il grado di acciaio C75 con gradi di acciaio inossidabile martensitico di 9Cr e 13Cr

 

Molta forza Mtubo in acciaio inox artensitico per pozzo petrolifero

 Nell'ambiente umido con CO2 come gas principale, si verificano spesso danni da corrosione locale del tubo 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, devono essere prese adeguate misure anticorrosive. In genere, non vi sono danni causati dalla vaiolatura quando la frazione di co2 è inferiore a 0.05 Mpa.

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 al 9%-13% di Cr è migliore. Dagli anni '1970, alcuni pozzi di gas naturale hanno utilizzato tubi in acciaio inossidabile al 9%Cr e al 13Cr% per prevenire la corrosione da CO2. L'American Petroleum Institute (API) raccomanda 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 H2S. In linea di principio, nessun acciaio è adatto se H2S è presente in un'atmosfera di CO2. Quando l'H2S è presente nel pozzo petrolifero 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 una martensite uniforme e la durezza dovrebbe essere controllata al di sotto di HRC22 il più possibile .

Il grado di acciaio inossidabile del pozzo petrolifero

Classe 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 ridotta quando la temperatura del pozzo petrolifero raggiunge i 150 ℃ o più. Al fine di migliorare la resistenza alla CORROSIONE dei tubi in acciaio API 13Cr a CO2 e SSC (solfuro stress cracking), sono stati sviluppati tubi in acciaio SUP13Cr a basso tenore di carbonio con l'aggiunta di Ni e Mo. Il tubo in acciaio può essere utilizzato in ambienti umidi con alte temperature, alte concentrazioni di CO2 e una piccola quantità di idrogeno solforato. La struttura di questi tubi è martensite temperata e ferrite inferiore al 5%. La resistenza alla corrosione alla CO2 può essere migliorata riducendo il carbonio o aggiungendo Cr e Ni e 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 ultra profondi, la temperatura del pozzo petrolifero continua ad aumentare. Se la temperatura del pozzo petrolifero viene ulteriormente aumentata 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 un uso a lungo termine. Secondo il tradizionale principio di selezione del materiale, è necessario selezionare acciaio inossidabile duplex o lega a base di nichel.

 

Macciaio inossidabile artensitico tubo per oleodotto

Il tubo della conduttura che trasporta 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 ad alta temperatura 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 alla costruzione del sito comportano difficoltà. Vengono utilizzati il ​​tubo martensitico 11Cr per ambiente CO2 e il tubo martensitico 12Cr per ambiente CO2+ traccia H2S. La colonna ha una buona saldabilità, senza preriscaldamento e trattamento termico post-saldatura, le sue proprietà meccaniche possono essere pari al grado di acciaio X80 e la sua resistenza alla corrosione è migliore di quella della tubazione con distaccante ritardato o del tubo in acciaio inossidabile a doppia fase.

Tubo in acciaio inossidabile per pipeline

Classe 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 dell'olio (gas) contenente CO2 supera i 200 ℃ e l'acciaio inossidabile duplex con una buona resistenza a CO2 e Cl - è richiesta la corrosione da stress. Attualmente, 22Cr e gli acciai inossidabili duplex 25Cr (austenitico e ferrite) 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 ha una buona resistenza alla corrosione ad alta temperatura, rispetto all'acciaio inossidabile martensite, ha una migliore resistenza alla corrosione da stress H2S, a temperatura ambiente test NACE TM 0177-A, in soluzione A, ambiente di carico 85% SMYS, l'acciaio inossidabile martensite può superare solo il test di pressione parziale H10S 2kPa, l'acciaio inossidabile duplex 25Cr può superare il test di pressione parziale H100S 2kPa.

 

In generale, nella coesistenza di ambienti CO2 e H2S, o la pressione parziale H2S non raggiunge il punto critico ma Cl- è molto alto, l'acciaio 13Cr (incluso l'acciaio super 13Cr) non può soddisfare i requisiti, 22Cr acciaio inossidabile duplex (ASF 2205) o acciaio inossidabile super duplex 25Cr, sono richiesti anche acciaio inossidabile ad alto Ni, Cr e leghe a base di Ni e Fe-Ni come G3, lega 825 contenente più del 20% di Cr, Ni30%.

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