{"id":2253,"date":"2021-08-11T05:57:12","date_gmt":"2021-08-11T05:57:12","guid":{"rendered":"https:\/\/wldstainless.com\/?p=2253"},"modified":"2024-08-07T02:11:10","modified_gmt":"2024-08-07T02:11:10","slug":"stainless-steel-pipe-grades-for-oil-and-gas-field","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/wldstainless.com\/nl\/stainless-steel-pipe-grades-for-oil-and-gas-field\/","title":{"rendered":"RVS buizensoorten voor olie- en gasvelden"},"content":{"rendered":"

Over het algemeen kunnen sommige lagelegeringen voldoen aan de vereisten voor corrosieve olie- en gasomgevingen die H2S bevatten, maar in corrosieve omgevingen die CO2 of H2S bevatten, waarbij CO2 en H2S samenleven, heeft de Martensietstaalsoort een dubbele staalsoort nodig, of zelfs een nikkelhoudende legering. De versie van API 5CT uit 1988 voegde corrosiebestendige buisstaalsoorten toe, waarbij de C75-staalsoort werd gespecificeerd met Martensietstaalsoorten van 9Cr en 13Cr.<\/p>\n

 <\/p>\n

Hoge sterkte <\/strong>M<\/strong>Kunststof roestvrijstalen buis voor olieput <\/strong><\/h3>\n

\u00a0<\/strong>In een nat milieu met CO2 als hoofdgas treft vaak lokale corrosiewerken aan aan olieputpijpen, zoals pittingcorrosie en intergranulaire corrosie. Als Cl- aanwezig is, wordt de lokale corrosie versterkt. Het wordt algemeen aangenomen dat de corrosie kan worden genegeerd wanneer de CO2-druk lager is dan 0,021 MPa en dat de corrosie optreedt wanneer de CO2-druk 0,021 MPa bereikt. Wanneer pCO2 hoger is dan 0,021 MPa, moeten passende anti-corrosieve maatregelen worden genomen. Over het algemeen zijn er geen schade veroorzaakt door pitting wanneer het CO2-gehalte lager is dan 0,05 MPa.<\/p>\n

Het is bewezen dat het effect van het gebruik van een langwerkende afgifte van een middel om CO2-corrosie te voorkomen beperkt is, en dat het effect van het gebruik van roestvrij staal met een hoog chroomgehalte, zoals 9%-%Cr staal, beter is. Sinds de jaren 1970 hebben sommige gasputten voor aardgas 9Cr- en 13Cr% -roestvrijstalen buizen gebruikt om CO2-corrosie te voorkomen. Het American Petroleum Institute (API) beveelt standaard gebruik aan aan 9Cr- en 13Cr-martensietroestvrij staal (API L80-9Cr en L80-13Cr). Roestvrij staal met 13Cr heeft een betere weerstand tegen CO2-corrosie, terwijl staal met 9Cr-1Mo een betere weerstand heeft tegen H2S-stresscorrosie. In principe zijn beide staalsoorten niet geschikt als H2S aanwezig is in een CO2-atmosfeer. Wanneer H2S aanwezig is in een CO2-oliebron, moet de SSCC-weerstand van de pijpleiding van de oliebron zoveel mogelijk worden verbeterd en moet een temperatuurbehandeling van quenching en tempering worden toegepast om een uniforme martensietlaag te verkrijgen. De hardheid moet zoveel mogelijk worden gecontroleerd tot onder HRC22.<\/p>\n

De roestvrijstalen kwaliteit van de olieput<\/em><\/strong><\/p>\n\n\n\n\n\n\n\n
Kwaliteit<\/td>\nC<\/td>\nMo<\/td>\nCr<\/td>\nNi<\/td>\nCu<\/td>\n<\/tr>\n
9Cr<\/td>\n\u22640.15<\/td>\n0.9-1.1<\/td>\n8.0-10.0<\/td>\n\u22640.5<\/td>\n\/<\/td>\n<\/tr>\n
13Cr<\/td>\n0.15-0.22<\/td>\n\/<\/td>\n12.0-14.0<\/td>\n\u22640.5<\/td>\n\/<\/td>\n<\/tr>\n
SUP9Cr<\/td>\n\u22640.03<\/td>\n1.5-2.5<\/td>\n12.0-13.5<\/td>\n4.0-6.0<\/td>\n\/<\/td>\n<\/tr>\n
SUP13Cr<\/td>\n\u22640.03<\/td>\n1.5-2.5<\/td>\n14.0-16.0<\/td>\n5.0-7.0<\/td>\n0.5-1.5<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

Echter, API 13Cr staalbuizen hebben een aanzienlijke vermindering van de CO2-bestendigheid en een kortere levensduur wanneer de oliewaterstandtemperatuur 150\u00b0C of hoger is. Om de corrosieweerstand van API 13Cr staalbuizen tegen CO2 en SSC (sulfide-stress-crack) te verbeteren, zijn lage koolstofgehalte SUP13Cr staalbuizen met toegevoegde Ni en Mo ontwikkeld. Deze staalbuizen kunnen in natte omgevingen met hoge temperaturen, hoge CO2-concentraties en een kleine hoeveelheid zwavelzuur worden gebruikt. De structuur van deze buizen is een gemateld martensiet en minder dan 5% ferrit. De corrosieweerstand tegen CO2 kan worden verbeterd door het toevoegen van carbon of Cr en Ni. De corrosieweerstand tegen pitting kan worden verbeterd door het toevoegen van Mo. In vergelijking met de API 13Cr staalbuis, is de corrosieweerstand tegen CO2 en SSC aanzienlijk verbeterd. Bijvoorbeeld, in dezelfde corrosieve omgeving is de corrosiegraad van de API 13Cr staalbuis groter dan 1 mm\/jaar, terwijl de corrosiegraad van de SUP13Cr staalbuis is gereduceerd tot 0,125 mm\/jaar. Met de ontwikkeling van diepe en ultra-diepe putten blijft de temperatuur van de olieput stijgen. Als de olieputtemperatuur verder wordt verhoogd tot meer dan 180\u00b0C, begint de corrosieweerstand van de SUP13Cr olieputbuis ook af te nemen, waardoor deze niet meer aan de vereisten van langdurig gebruik voldoet. Volgens het traditionele materiaalselectieprincipe moet duplex roestvrij staal of een legering op nikkelbasis worden gekozen.<\/p>\n

\u00a0<\/strong><\/p>\n

M<\/strong>Kunststof roestvrij staal<\/strong>\u00a0buis voor olieleiding<\/strong><\/h3>\n

De Rijpijp<\/a> Het transporteren van corrosief olie en gas vereist hetzelfde corrosiebestendig materiaal als de pijpleiding voor de oliebron. Voordien werd de pijpleiding meestal ingespoten met langwerkende stoffen of corrosiebestendige materialen zoals dubbele fase roestvrij staal. Het eerste is onstabiel in zijn anticorrosieve effect bij hoge temperaturen en kan milieuschade veroorzaken. Hoewel roestvrij staal met dubbele fase een goede corrosieweerstand heeft, is de kostenfactor hoog en is het moeilijk om de warmteinvoer tijdens het lassen te regelen. Het lassen vereist voor de constructie van de installatie een voorverwarming en een naverwarmingsbehandeling. De martensietijdelijke 11Cr-pijpleiding voor CO2-omgeving en de martensietijdelijke 12Cr-pijpleiding voor CO2+ en sporen van H2S-omgeving zijn in gebruik genomen. De pijpleiding heeft een goede lasbaarheid, en zonder voorverwarming en naverwarmingsbehandeling kunnen de mechanische eigenschappen gelijk zijn aan die van staal van X80-kwaliteit en is de corrosieweerstand beter dan die van de pijpleiding met langwerkend losmiddel of met een dubbele fase roestvrij staalpijpleiding.<\/p>\n

RVS-buis voor pijpleidingen<\/strong><\/em><\/p>\n\n\n\n\n\n
Kwaliteit<\/td>\nC<\/td>\nCr<\/td>\nNi<\/td>\nMo<\/td>\n<\/tr>\n
11Cr<\/td>\n\u22640.03<\/td>\n11<\/td>\n1.5<\/td>\n\/<\/td>\n<\/tr>\n
12Cr<\/td>\n\u22640.03<\/td>\n12<\/td>\n5.0<\/td>\n2.0<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n

\u00a0<\/strong><\/p>\n

Dubbelwandige roestvrijstalen buis voor de olie-industrie<\/h3>\n

Het martensitische roestvrij staal SUP 15Cr voldoet niet aan de corrosieweerstandseisen wanneer de temperatuur van het olie- (gas)gat waarin CO2 aanwezig is hoger is dan 200\u00b0C, en er is een dubbelwandige roestvrij staal nodig met een goede weerstand tegen CO2 en Cl \u2014 spanningscorrosiekrachten. Momenteel 22Cr<\/a> En dubbelwandige roestvrijstalen staalsoorten (Austenitisch en Ferritisch) zijn geschikt voor CO2-putten boven 200\u00b0C, terwijl fabrikanten de Cr- en Ni-gehalte aanpassen om de corrosieweerstand te optimaliseren. Dubbelwandige staal bestaat uit ferritisch materiaal plus de Austenitische fase. Naast Cr en Ni kunnen Mo en N worden toegevoegd om de corrosieweerstand te verbeteren. Naast het dubbelwandige roestvrij staal heeft het goede hoge-temperatuur-corrosieweerstand, vergeleken met martensiet roestvrij staal heeft het een betere H2S-stresscorrosie-crackbestendigheid bij hoge temperaturen; bij de test NACE TM 0177-A bij kamertemperatuur, in een oplossing, belastend met 85%SMYS, kan martensiet roestvrij staal slechts de H2S-partial-druk van 10 kPa overleven; het dubbelwandige roestvrij staal 25Cr kan de H2S-partial-druk van 100 kPa overleven.<\/p>\n

 <\/p>\n

Over het algemeen kunnen staalsoorten die onder CO2- en H2S-omstandigheden worden gebruikt niet voldoen aan de vereisten, omdat Cl- zeer hoog is (13Cr-staal, inclusief super 13Cr-staal). In het algemeen is het gebruik van staalsoorten die onder H2S-omstandigheden worden gebruikt, niet aan te raden. 22Cr<\/a> Duplex roestvrij staal (ASF 2205) of superduplex roestvrij staal 25Cr; zelfs hoog Ni-, Cr-staal en Ni-gebaseerde en Fe-Ni-gebaseerde legeringen zoals G3, legering 825 met meer dan 20% Cr, Ni30% zijn vereist.<\/p>","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

Generally speaking, some low alloy steels can meet the requirements for corrosive oil and gas environment containing H2S, but the corrosive environment containing CO2 or H2S, CO2, Cl – coexistence where the Martensitic stainless steel need, duplex stainless steel or even nickel-based alloy. The 1988 version of API 5CT added corrosion-resistant tubing steel grades, specified […]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":2227,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[23],"tags":[],"class_list":["post-2253","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-news"],"aioseo_notices":[],"aioseo_head":"\n\t\t\n\t\n\t\n\t\n\t\n\t\t\n\t\t