Tipos de tubos de aço inoxidável para campos de petróleo e gás
De um modo geral, alguns aços de baixa liga podem atender aos requisitos de ambiente corrosivo de óleo e gás contendo H2S, mas o ambiente corrosivo contendo CO2 ou H2S, CO2, Cl - coexistência onde o aço inoxidável martensítico precisa, aço inoxidável duplex ou mesmo liga à base de níquel . A versão de 1988 do API 5CT adicionou graus de aço para tubos resistentes à corrosão, especificou o grau de aço C75 com graus de aço inoxidável martensítico de 9Cr e 13Cr
Força elevada Mtubo de aço inoxidável artensítico para poço de petróleo
No ambiente úmido com CO2 como gás principal, os danos de corrosão local da tubulação do poço de petróleo costumam ocorrer, como corrosão por pite e corrosão intergranular, etc. Se existir Cl -, a corrosão local será intensificada. É geralmente considerado que a corrosão pode ser ignorada quando a pressão de dióxido de carbono é inferior a 0.021 MPa, e a corrosão ocorrerá quando a pressão de dióxido de carbono atingir 0.021 MPa. Quando o pCO2 é superior a 0.021 MPa, devem ser tomadas as medidas anticorrosivas adequadas. Geralmente, não há danos causados por pite quando a fração de co2 é inferior a 0.05Mpa.
Foi provado que o efeito do uso de um agente de liberação sustentada para prevenir a corrosão de CO2 é limitado, e o efeito do uso de aço com alto teor de cromo, como aço 9% -13% Cr, é melhor. Desde a década de 1970, alguns poços de gás natural têm usado tubos de aço inoxidável de 9% Cr e 13Cr% para evitar a corrosão de CO2. O American Petroleum Institute (API) recomenda tubos de aço inoxidável martensítico 9Cr e 13Cr (API L80-9Cr e L80-13Cr) para uso padronizado. O aço 13Cr tem melhor resistência à corrosão por CO2, enquanto o aço 9Cr-1Mo tem melhor resistência à corrosão sob tensão por H2S. Em princípio, nenhum aço é adequado se H2S estiver presente em uma atmosfera de CO2. Quando existe H2S no poço de petróleo de CO2, a resistência SSCC do tubo do poço de petróleo deve ser melhorada tanto quanto possível, e o tratamento térmico de têmpera e revenimento deve ser adotado para obter martensita uniforme e a dureza deve ser controlada abaixo de HRC22, na medida do possível .
O grau de aço inoxidável do poço de petróleo
| Grau | 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 |
No entanto, os tubos de aço API 13Cr reduziram significativamente a resistência ao CO2 e encurtaram a vida útil quando a temperatura do poço de petróleo atinge 150 ℃ ou mais. Com o objetivo de melhorar a resistência à CORROSÃO dos tubos de aço API 13Cr ao CO2 e SSC (sulfide stress cracking), tubos de aço SUP13Cr de baixo carbono com Ni e Mo adicionados foram desenvolvidos. O tubo de aço pode ser usado em ambientes úmidos com altas temperaturas, altas concentrações de CO2 e uma pequena quantidade de sulfeto de hidrogênio. A estrutura desses tubos é martensita temperada e menos de 5% de ferrita. A resistência à corrosão ao CO2 pode ser melhorada reduzindo o carbono ou adicionando Cr e Ni, e a resistência à corrosão ao pite pode ser melhorada adicionando Mo. Em comparação com o tubo de aço API 13Cr, a resistência à corrosão ao CO2 e SSC é muito melhorada. Por exemplo, no mesmo ambiente corrosivo, a taxa de corrosão do tubo de aço API 13Cr é superior a 1 mm / a, enquanto a taxa de corrosão do tubo de aço SUP13Cr é reduzida para 0.125 mm / a. Com o desenvolvimento de poços profundos e ultraprofundos, a temperatura do poço de petróleo continua aumentando. Se a temperatura do poço de petróleo aumentar ainda mais para mais de 180 ℃, a resistência à corrosão do tubo de poço de petróleo SUP13Cr também começa a diminuir, o que não pode atender aos requisitos de uso a longo prazo. De acordo com o princípio de seleção de material tradicional, aço inoxidável duplex ou liga à base de níquel devem ser selecionados.
Maço inoxidável artensítico tubo para oleoduto
O tubo do oleoduto transportando óleo e gás corrosivo requer o mesmo material resistente à corrosão que o tubo do poço de petróleo. Anteriormente, o tubo era geralmente injetado com agentes de liberação sustentada ou materiais resistentes à corrosão, como aço inoxidável de fase dupla. O primeiro é instável quanto ao efeito anticorrosivo em altas temperaturas e pode causar poluição ambiental. Embora o aço inoxidável bifásico tenha boa resistência à corrosão, o custo é alto e a entrada de calor na soldagem é difícil de controlar, o pré-aquecimento da soldagem e o tratamento térmico pós-soldagem para a construção do local trazem dificuldades. O tubo 11Cr martensítico para ambiente de CO2 e o tubo 12Cr martensítico para ambiente de CO2 + traços de H2S são colocados em uso. A coluna possui boa soldabilidade, sem pré-aquecimento e tratamento térmico pós-soldagem, suas propriedades mecânicas podem ser iguais ao grau de aço X80 e sua resistência à corrosão é melhor do que a do duto com desmoldante retardado ou tubo de aço inoxidável bifásico.
Tubo de aço inoxidável para oleoduto
| Grau | C | Cr | Ni | Mo |
| 11Cr | ≤ 0.03 | 11 | 1.5 | / |
| 12Cr | ≤ 0.03 | 12 | 5.0 | 2.0 |
Tubo duplex de aço inoxidável para a indústria de petróleo
O aço inoxidável martensítico SUP 15Cr não pode atender aos requisitos de resistência à corrosão quando a temperatura do poço de óleo (gás) contendo CO2 excede 200 ℃ e aço inoxidável duplex com boa resistência a CO2 e Cl - rachaduras de corrosão sob tensão são necessárias. Atualmente, 22Cr e os aços inoxidáveis duplex 25Cr (austeníticos e ferrite) são adequados para poços de CO2 acima de 200 ℃, enquanto os fabricantes ajustam o conteúdo de Cr e Ni para ajustar a resistência à corrosão. O aço duplex é composto de ferrita mais a fase austenítica. Além de Cr e Ni, Mo e N podem ser adicionados para melhorar a resistência à corrosão. Além do aço inoxidável duplex ter boa resistência à corrosão em alta temperatura, em comparação com o aço inoxidável martensita, tem melhor resistência à corrosão sob tensão H2S, em temperatura ambiente NACE TM 0177-A teste, em solução A, 85% SMYS ambiente de carregamento, o aço inoxidável martensita só pode passar no teste de pressão parcial de 10kPa H2S, o aço inoxidável duplex 25Cr pode passar no teste de pressão parcial de 100kPa H2S.
Em geral, na coexistência de ambientes de CO2 e H2S, ou a pressão parcial de H2S não atinge o ponto crítico, mas o Cl- é muito alto, o aço 13Cr (incluindo o aço super 13Cr) não pode atender aos requisitos, 22Cr aço inoxidável duplex (ASF 2205) ou aço inoxidável super duplex 25Cr, mesmo com alto Ni, aço inoxidável Cr e ligas à base de Ni e Fe-Ni, como G3, liga 825 contendo mais de 20% Cr, Ni30%.
