NACE MR0175 vs. NACE MR0103

Was ist der Unterschied zwischen NACE MR0175 und NACE MR0103?

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In Branchen wie der Öl- und Gasindustrie, in denen Ausrüstung und Infrastruktur regelmäßig rauen Umgebungsbedingungen ausgesetzt sind, ist die Auswahl von Materialien, die korrosiven Bedingungen standhalten, von entscheidender Bedeutung. Zwei wichtige Standards, die die Materialauswahl für Umgebungen mit Schwefelwasserstoff (H₂S) leiten, sind NACE MR0175 Und NACE MR0103. Beide Normen zielen zwar darauf ab, Spannungsrisse durch Sulfid (SSC) und andere durch Wasserstoff verursachte Schäden zu verhindern, sie sind jedoch für unterschiedliche Anwendungen und Umgebungen konzipiert. Dieser Blog bietet einen umfassenden Überblick über die Unterschiede zwischen diesen beiden wichtigen Normen.

Einführung in die NACE-Standards

NACE International, jetzt Teil der Association for Materials Protection and Performance (AMPP), hat sowohl NACE MR0175 als auch NACE MR0103 entwickelt, um die Herausforderungen durch saure Betriebsumgebungen – solche, die H₂S enthalten – zu bewältigen. Diese Umgebungen können zu verschiedenen Formen von Korrosion und Rissbildung führen, die die Integrität der Materialien beeinträchtigen und möglicherweise zu katastrophalen Ausfällen führen können. Der Hauptzweck dieser Standards besteht darin, Richtlinien für die Auswahl von Materialien bereitzustellen, die diesen schädlichen Auswirkungen standhalten können.

Umfang und Anwendung

NACE MR0175

  • Hauptaugenmerk: NACE MR0175, auch bekannt als ISO 15156, ist in erster Linie für die Upstream-Öl- und Gasindustrie vorgesehen. Dazu gehören die Exploration, Bohrung, Produktion und der Transport von Kohlenwasserstoffen.
  • Umfeld: Die Norm gilt für Materialien, die in sauren Umgebungen bei der Öl- und Gasförderung verwendet werden. Dazu gehören Bohrlochausrüstung, Bohrlochkopfkomponenten, Pipelines und Raffinerien.
  • Weltweite Nutzung: NACE MR0175 ist ein weltweit anerkannter Standard und wird häufig in der Öl- und Gasförderung eingesetzt, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit von Materialien in sauren Umgebungen zu gewährleisten.

NACE MR0103

  • Hauptaugenmerk: NACE MR0103 ist speziell für die Raffinerie- und Petrochemieindustrie konzipiert und konzentriert sich auf nachgelagerte Vorgänge.
  • Umfeld: Die Norm gilt für Prozessanlagen, in denen Schwefelwasserstoff vorhanden ist, insbesondere in feuchten H₂S-Umgebungen. Sie ist auf die Bedingungen in Raffinationsanlagen wie Hydroprocessing-Anlagen zugeschnitten, in denen ein erhebliches Risiko von Spannungsrissen durch Sulfid besteht.
  • Branchenspezifisch: Im Gegensatz zu NACE MR0175, das in einem breiteren Anwendungsbereich eingesetzt wird, konzentriert sich NACE MR0103 stärker auf den Raffineriesektor.

Benötigte Materialien

NACE MR0175

  • Materialoptionen: NACE MR0175 bietet eine breite Palette an Materialoptionen, darunter Kohlenstoffstähle, niedriglegierte Stähle, rostfreie Stähle, Nickellegierungen und mehr. Jedes Material wird basierend auf seiner Eignung für bestimmte saure Umgebungen kategorisiert.
  • Qualifikation: Um für den Einsatz geeignet zu sein, müssen die Materialien strenge Kriterien erfüllen, darunter Beständigkeit gegen SSC, wasserstoffinduzierte Rissbildung (HIC) und Sulfidspannungskorrosion (SSCC).
  • Umweltgrenzwerte: Die Norm definiert Grenzwerte für H₂S-Partialdruck, Temperatur, pH-Wert und andere Umgebungsfaktoren, die die Eignung des Materials für den Einsatz in sauren Umgebungen bestimmen.

NACE MR0103

  • Materialbedarf: NACE MR0103 konzentriert sich auf Materialien, die SSC in der Raffinationsumgebung widerstehen können. Es bietet spezifische Kriterien für Materialien wie Kohlenstoffstähle, niedriglegierte Stähle und bestimmte rostfreie Stähle.
  • Vereinfachte Richtlinien: Im Vergleich zu MR0175 sind die Richtlinien zur Materialauswahl in MR0103 einfacher und spiegeln die kontrollierteren und konsistenteren Bedingungen wider, die normalerweise bei Raffinationsvorgängen vorherrschen.
  • Herstellungsprozess: Die Norm legt außerdem Anforderungen an Schweißen, Wärmebehandlung und Fertigung fest, um sicherzustellen, dass die Materialien ihre Rissbeständigkeit behalten.

Zertifizierung und Compliance

NACE MR0175

  • Zertifizierung: Die Einhaltung der NACE MR0175 wird häufig von Aufsichtsbehörden gefordert und ist für die Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit der Ausrüstung bei der Förderung von Saueröl und Sauergas von entscheidender Bedeutung. Auf die Norm wird in vielen internationalen Vorschriften und Verträgen verwiesen.
  • Dokumentation: Um nachzuweisen, dass die Materialien die in MR0175 beschriebenen spezifischen Kriterien erfüllen, ist in der Regel eine ausführliche Dokumentation erforderlich. Dazu gehören die chemische Zusammensetzung, die mechanischen Eigenschaften und die Prüfung auf Beständigkeit gegen saure Betriebsbedingungen.

NACE MR0103

  • Zertifizierung: Die Einhaltung von NACE MR0103 ist in der Regel in Verträgen für Geräte und Materialien erforderlich, die in Raffinerien und petrochemischen Anlagen verwendet werden. Sie stellt sicher, dass die ausgewählten Materialien den spezifischen Herausforderungen der Raffinerieumgebung standhalten können.
  • Vereinfachte Anforderungen: Die Dokumentations- und Testanforderungen für die Einhaltung von MR0103 sind zwar immer noch streng, aber häufig weniger komplex als die für MR0175. Dies spiegelt die unterschiedlichen Umgebungsbedingungen und Risiken bei der Raffination im Vergleich zu Upstream-Vorgängen wider.

Prüfung und Qualifikation

NACE MR0175

  • Strenge Tests: Materialien müssen umfangreichen Tests, einschließlich Labortests auf SSC, HIC und SSCC, unterzogen werden, um für den Einsatz in sauren Umgebungen geeignet zu sein.
  • Globale Standards: Die Norm orientiert sich an internationalen Testverfahren und erfordert häufig Materialien, die strenge Leistungskriterien unter den härtesten Bedingungen im Öl- und Gassektor erfüllen.

NACE MR0103

  • Gezieltes Testen: Die Testanforderungen sind auf die spezifischen Bedingungen der Raffinerieumgebungen ausgerichtet. Dazu gehören Tests auf Beständigkeit gegen nassen H₂S, SSC und andere relevante Formen von Rissbildung.
  • Anwendungsspezifisch: Die Testprotokolle sind auf die Anforderungen von Raffinationsprozessen zugeschnitten, bei denen typischerweise weniger anspruchsvolle Bedingungen herrschen als bei vorgelagerten Vorgängen.

Abschluss

Obwohl sowohl NACE MR0175 als auch NACE MR0103 die wichtige Funktion erfüllen, Spannungsrisse durch Sulfide und andere Formen umweltbedingter Risse in sauren Betriebsumgebungen zu verhindern, sind sie für unterschiedliche Anwendungen konzipiert.

  • NACE MR0175 ist der Standard für Upstream-Öl- und Gasoperationen und deckt ein breites Spektrum an Materialien und Umgebungsbedingungen mit strengen Test- und Qualifizierungsprozessen ab.
  • NACE MR0103 ist auf die Raffinerieindustrie zugeschnitten und konzentriert sich auf nachgelagerte Vorgänge mit einfacheren, gezielteren Materialauswahlkriterien.

Das Verständnis der Unterschiede zwischen diesen Normen ist wichtig für die Auswahl der richtigen Materialien für Ihre spezifische Anwendung und für die Gewährleistung der Sicherheit, Zuverlässigkeit und Langlebigkeit Ihrer Infrastruktur in Umgebungen, in denen Schwefelwasserstoff vorhanden ist.

Wasserstoffinduzierte Rissbildung (HIC)

Umweltbedingte Rissbildung: HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE, SCC

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In Branchen, in denen Materialien rauen Umgebungen ausgesetzt sind – wie Öl- und Gasindustrie, chemische Verarbeitung und Stromerzeugung – ist das Verständnis und die Vermeidung von Umweltrissen von entscheidender Bedeutung. Diese Arten von Rissen können zu katastrophalen Ausfällen, kostspieligen Reparaturen und erheblichen Sicherheitsrisiken führen. Dieser Blogbeitrag bietet einen detaillierten und professionellen Überblick über die verschiedenen Formen von Umweltrissen, einschließlich ihrer Erkennung, zugrunde liegenden Mechanismen und Strategien zur Vermeidung.

1. Wasserstoffblasenbildung (HB)

Erkennung:
Wasserstoffblasenbildung ist durch die Bildung von Blasen oder Ausbuchtungen auf der Oberfläche eines Materials gekennzeichnet. Diese Blasen entstehen durch Wasserstoffatome, die in das Material eindringen und sich an inneren Defekten oder Einschlüssen ansammeln. Dabei bilden sich Wasserstoffmoleküle, die lokal einen hohen Druck erzeugen.

Mechanismus:
Wasserstoffatome diffundieren in das Material, normalerweise Kohlenstoffstahl, und rekombinieren an Stellen mit Unreinheiten oder Hohlräumen zu molekularem Wasserstoff. Der Druck dieser Wasserstoffmoleküle erzeugt Blasen, die das Material schwächen und zu weiterer Verschlechterung führen können.

Verhütung:

  • Materialauswahl: Verwendung von Werkstoffen mit geringen Verunreinigungen, insbesondere von Stählen mit geringem Schwefelgehalt.
  • Schutzbeschichtungen: Aufbringen von Beschichtungen, die das Eindringen von Wasserstoff verhindern.
  • Kathodenschutz: Implementierung von kathodischen Schutzsystemen zur Reduzierung der Wasserstoffaufnahme.

2. Wasserstoffinduzierte Rissbildung (HIC)

Erkennung:
Wasserstoffinduzierte Rissbildung (HIC) ist an inneren Rissen erkennbar, die oft parallel zur Walzrichtung des Materials verlaufen. Diese Risse befinden sich typischerweise entlang der Korngrenzen und reichen nicht bis zur Oberfläche des Materials. Daher sind sie schwer zu erkennen, bis erhebliche Schäden aufgetreten sind.

Mechanismus:
Ähnlich wie bei der Wasserstoffblasenbildung dringen Wasserstoffatome in das Material ein und rekombinieren in inneren Hohlräumen oder Einschlüssen zu molekularem Wasserstoff. Der von diesen Molekülen erzeugte Druck verursacht innere Risse und beeinträchtigt die strukturelle Integrität des Materials.

Verhütung:

  • Materialauswahl: Entscheiden Sie sich für schwefelarmen Stahl mit reduziertem Verunreinigungsgehalt.
  • Wärmebehandlung: Verwenden Sie geeignete Wärmebehandlungsverfahren, um die Mikrostruktur des Materials zu verfeinern.
  • Schutzmaßnahmen: Verwenden Sie Beschichtungen und kathodischen Schutz, um die Wasserstoffaufnahme zu verhindern.

3. Spannungsorientierte wasserstoffinduzierte Rissbildung (SOHIC)

Erkennung:
SOHIC ist eine Form wasserstoffinduzierter Rissbildung, die bei äußerer Zugspannung auftritt. Sie ist an einem charakteristischen stufen- oder treppenförmigen Rissmuster zu erkennen, das häufig in der Nähe von Schweißnähten oder anderen stark beanspruchten Bereichen auftritt.

Mechanismus:
Die Kombination aus wasserstoffinduzierter Rissbildung und Zugspannung führt zu einem ausgeprägteren und ausgeprägteren Rissmuster. Das Vorhandensein von Spannung verschlimmert die Auswirkungen der Wasserstoffversprödung und führt dazu, dass sich der Riss schrittweise ausbreitet.

Verhütung:

  • Stressbewältigung: Führen Sie Spannungsabbaumaßnahmen durch, um Restspannungen zu reduzieren.
  • Materialauswahl: Verwenden Sie Materialien mit höherer Beständigkeit gegen Wasserstoffversprödung.
  • Schutzmaßnahmen: Tragen Sie Schutzbeschichtungen und kathodischen Schutz auf.

4. Sulfidspannungsrissbildung (SSC)

Erkennung:
Sulfidspannungsrisse (SSC) manifestieren sich als spröde Risse in hochfesten Stählen, die einer Umgebung mit Schwefelwasserstoff (H₂S) ausgesetzt sind. Diese Risse sind oft intergranular und können sich unter Zugspannung schnell ausbreiten, was zu plötzlichen und katastrophalen Ausfällen führt.

Mechanismus:
In Gegenwart von Schwefelwasserstoff werden Wasserstoffatome vom Material absorbiert, was zur Versprödung führt. Diese Versprödung verringert die Fähigkeit des Materials, Zugspannungen standzuhalten, was zu Sprödbrüchen führt.

Verhütung:

  • Materialauswahl: Einsatz säurebeständiger Werkstoffe mit kontrolliertem Härtegrad.
  • Umweltkontrolle: Reduzierung der Schwefelwasserstoffbelastung oder Verwendung von Inhibitoren zur Minimierung der Auswirkungen.
  • Schutzbeschichtungen: Aufbringen von Beschichtungen als Barriere gegen Schwefelwasserstoff.

5. Schrittweises Cracken (SWC)

Erkennung:
Stufenrisse, auch als stufenweise Wasserstoffrisse bekannt, treten bei hochfesten Stählen auf, insbesondere bei Schweißkonstruktionen. Sie sind an einem zickzack- oder treppenförmigen Rissmuster zu erkennen, das typischerweise in der Nähe von Schweißnähten auftritt.

Mechanismus:
Aufgrund der kombinierten Wirkung von Wasserstoffversprödung und Restspannungen beim Schweißen kommt es zu stufenweisen Rissen. Der Riss breitet sich stufenweise aus und folgt dem schwächsten Pfad durch das Material.

Verhütung:

  • Wärmebehandlung: Verwenden Sie Wärmebehandlungen vor und nach dem Schweißen, um Restspannungen zu reduzieren.
  • Materialauswahl: Entscheiden Sie sich für Materialien mit besserer Beständigkeit gegen Wasserstoffversprödung.
  • Wasserstoff-Ausheizen: Führen Sie nach dem Schweißen Wasserstoff-Ausheizverfahren durch, um den absorbierten Wasserstoff zu entfernen.

6. Spannungsrissbildung durch Zink (SZC)

Erkennung:
Spannungsrisse durch Zink (SZC) treten bei verzinktem Stahl auf. Sie sind an interkristallinen Rissen zu erkennen, die zur Delamination der Zinkbeschichtung und anschließend zum Strukturversagen des darunter liegenden Stahls führen können.

Mechanismus:
SZC entsteht durch die Kombination von Zugspannungen in der Zinkbeschichtung und der Einwirkung einer korrosiven Umgebung. Die Spannungen in der Beschichtung führen in Verbindung mit Umweltfaktoren zu intergranularen Rissen und Versagen.

Verhütung:

  • Beschichtungskontrolle: Achten Sie auf die richtige Dicke der Zinkbeschichtung, um übermäßige Belastungen zu vermeiden.
  • Entwurfsüberlegungen: Vermeiden Sie scharfe Biegungen und Ecken, in denen Spannungen konzentriert auftreten.
  • Umweltkontrolle: Reduzieren Sie die Belastung durch korrosive Umgebungen, die die Rissbildung verschlimmern könnten.

7. Spannungsrissbildung durch Wasserstoff (HSC)

Erkennung:
Wasserstoffbedingte Spannungsrissbildung (HSC) ist eine Form der Wasserstoffversprödung, die bei hochfesten Stählen auftritt, die Wasserstoff ausgesetzt sind. Sie ist durch einen plötzlichen Sprödbruch unter Zugspannung gekennzeichnet.

Mechanismus:
Wasserstoffatome diffundieren in den Stahl und verursachen Versprödung. Diese Versprödung verringert die Zähigkeit des Materials erheblich und macht es anfällig für Risse und plötzliche Brüche unter Belastung.

Verhütung:

  • Materialauswahl: Wählen Sie Materialien mit geringerer Anfälligkeit für Wasserstoffversprödung.
  • Umweltkontrolle: Minimieren Sie die Wasserstoffbelastung während der Verarbeitung und Wartung.
  • Schutzmaßnahmen: Tragen Sie Schutzbeschichtungen auf und verwenden Sie kathodischen Schutz, um das Eindringen von Wasserstoff zu verhindern.

8. Wasserstoffversprödung (HE)

Erkennung:
Wasserstoffversprödung (HE) ist ein allgemeiner Begriff für den Verlust der Duktilität und die anschließende Rissbildung oder den Bruch eines Materials aufgrund der Absorption von Wasserstoff. Sie wird oft an der plötzlichen und spröden Natur des Bruchs erkannt.

Mechanismus:
Wasserstoffatome dringen in die Gitterstruktur des Metalls ein und führen zu einer deutlichen Verringerung der Duktilität und Zähigkeit. Unter Belastung neigt das versprödete Material zu Rissen und Brüchen.

Verhütung:

  • Materialauswahl: Verwenden Sie Materialien, die gegen Wasserstoffversprödung beständig sind.
  • Wasserstoffkontrolle: Verhindern Sie die Wasserstoffbelastung während der Herstellung und Wartung, um eine Absorption zu verhindern.
  • Schutzbeschichtungen: Tragen Sie Beschichtungen auf, die das Eindringen von Wasserstoff in das Material verhindern.

9. Spannungsrisskorrosion (SCC)

Erkennung:
Spannungsrisskorrosion (SCC) ist durch das Vorhandensein feiner Risse gekennzeichnet, die typischerweise an der Oberfläche des Materials beginnen und sich durch seine Dicke ausbreiten. SCC tritt auf, wenn ein Material unter Zugspannung einer bestimmten korrosiven Umgebung ausgesetzt ist.

Mechanismus:
SCC entsteht durch die kombinierten Effekte von Zugspannung und einer korrosiven Umgebung. Beispielsweise ist chloridinduzierter SCC ein häufiges Problem bei rostfreiem Stahl, bei dem Chloridionen die Rissbildung und -ausbreitung unter Spannung erleichtern.

Verhütung:

  • Materialauswahl: Wählen Sie Materialien mit Beständigkeit gegen den für die Umgebung relevanten spezifischen SCC-Typ.
  • Umweltkontrolle: Reduzieren Sie die Konzentration korrosiver Stoffe wie Chloride in der Betriebsumgebung.
  • Stressbewältigung: Verwenden Sie Spannungsarmglühen und eine sorgfältige Konstruktion, um Restspannungen zu minimieren, die zu Spannungsrisskorrosion führen können.

Abschluss

Umweltbedingte Rissbildung stellt eine komplexe und vielschichtige Herausforderung für Branchen dar, in denen die Materialintegrität von entscheidender Bedeutung ist. Für eine wirksame Prävention ist es unerlässlich, die spezifischen Mechanismen hinter den einzelnen Rissarten – wie HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE und SCC – zu verstehen. Durch die Umsetzung von Strategien wie Materialauswahl, Spannungsmanagement, Umweltkontrolle und Schutzbeschichtungen können Branchen die mit diesen Rissarten verbundenen Risiken erheblich reduzieren und so die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Langlebigkeit ihrer Infrastruktur gewährleisten.

Mit dem technologischen Fortschritt entwickeln sich auch die Methoden zur Bekämpfung umweltbedingter Risse weiter. Laufende Forschung und Entwicklung sind daher für die Aufrechterhaltung der Materialintegrität in immer anspruchsvolleren Umgebungen von entscheidender Bedeutung.

Bau von Öllagertanks: Berechnung des Stahlplattenbedarfs

So berechnen Sie die Anzahl der Stahlplatten für Öllagertanks

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Der Bau von Öllagertanks erfordert präzise Planung und genaue Berechnungen, um strukturelle Integrität, Sicherheit und Kosteneffizienz zu gewährleisten. Für Tanks, die mit Kohlenstoffstahlplatten, ist die Bestimmung der Menge und Anordnung dieser Platten von entscheidender Bedeutung. In diesem Blog untersuchen wir den Prozess der Berechnung der Anzahl der Stahlplatten, die zum Bau von drei zylindrischen Öllagertanks benötigt werden, und veranschaulichen die erforderlichen Schritte anhand eines konkreten Beispiels.

Projektspezifikationen

Kundenanforderungen:

  • Optionen für die Plattendicke: 6 mm, 8 mm und 10 mm dicke Kohlenstoffstahlplatten
  • Plattenabmessungen: Breite: 2200mm, Länge: 6000mm

Tank-Spezifikationen:

  • Anzahl der Tanks: 3
  • Einzeltankvolumen: 3.000 Kubikmeter
  • Höhe: 12 Meter
  • Durchmesser: 15.286 Meter

Schritte zur Berechnung der Stahlplattenmengen für drei zylindrische Öllagertanks

Schritt 1: Berechnen Sie die Oberfläche eines einzelnen Tanks

Die Oberfläche jedes Tanks ist die Summe der Oberflächen der zylindrischen Hülle, des Bodens und des Dachs.

1. Umfang und Schalenfläche berechnen

2. Berechnen Sie die Fläche des Bodens und des Dachs

 

Schritt 2: Berechnen Sie die Gesamtoberfläche aller Tanks

Schritt 3: Bestimmen Sie die Anzahl der benötigten Stahlplatten

Schritt 4: Plattendicke zuordnen

Um die strukturelle Integrität und die Kosten der Tanks zu optimieren, weisen Sie den verschiedenen Teilen jedes Tanks unterschiedliche Plattenstärken zu:

  • 6mm Platten: Für Dächer verwenden, bei denen die strukturelle Belastung geringer ist.
  • 8mm Platten: Auf die oberen Abschnitte der Tankschalen auftragen, wo die Belastung mäßig ist.
  • 10mm Platten: Für den Boden und die unteren Abschnitte der Schalen verwenden, wo die Belastung durch das Gewicht des gelagerten Öls am höchsten ist.

Schritt 5: Beispielhafte Plattenzuordnung für jeden Tank

Bodenplatten:

  • Flächenbedarf pro Tank: 183,7 Quadratmeter
  • Plattendicke: 10 mm
  • Anzahl der Platten pro Tank: [183.7/13.2] Platten
  • Insgesamt für 3 Tanks: 14 × 3 Platten

Schalenplatten:

  • Flächenbedarf pro Tank: 576 Quadratmeter
  • Plattendicke: 10mm (unterer Abschnitt), 8mm (oberer Abschnitt)
  • Anzahl der Platten pro Tank: [576/13.2] Platten
    • Unterer Abschnitt (10 mm): Ungefähr 22 Platten pro Tank
    • Oberer Abschnitt (8 mm): Ungefähr 22 Platten pro Tank
  • Insgesamt für 3 Tanks: 44 × 3 Platten

Dachplatten:

  • Flächenbedarf pro Tank: 183,7 Quadratmeter
  • Plattendicke: 6 mm
  • Anzahl der Platten pro Tank: [183.7/13.2] Platten
  • Insgesamt für 3 Tanks: 14 × 3 = Platten

Überlegungen für genaue Berechnungen

  • Korrosionszuschlag: Planen Sie zusätzliche Dicke ein, um zukünftige Korrosion zu berücksichtigen.
  • Verschwendung: Berücksichtigen Sie den Materialabfall durch Schneiden und Anpassen, wobei normalerweise 5-10% zusätzliches Material hinzugefügt wird.
  • Entwurfsvorschriften: Stellen Sie bei der Bestimmung der Plattendicke und des Tankdesigns sicher, dass die relevanten Konstruktionsvorschriften und -normen, wie z. B. API 650, eingehalten werden.

Abschluss

Der Bau von Öllagertanks mit Kohlenstoffstahlplatten erfordert genaue Berechnungen, um Materialeffizienz und strukturelle Integrität sicherzustellen. Durch genaue Bestimmung der Oberfläche und Berücksichtigung der entsprechenden Plattendicken können Sie die Anzahl der Platten schätzen, die zum Bau von Tanks erforderlich sind, die den Industriestandards und Kundenanforderungen entsprechen. Diese Berechnungen bilden die Grundlage für einen erfolgreichen Tankbau und ermöglichen eine effiziente Materialbeschaffung und Projektplanung. Ob für ein neues Projekt oder die Nachrüstung bestehender Tanks, dieser Ansatz gewährleistet robuste und zuverlässige Öllagerlösungen, die den bewährten technischen Verfahren entsprechen. Wenn Sie ein neues LNG-, Flugkraftstoff- oder Rohöllagertankprojekt haben, wenden Sie sich bitte an [email protected] für ein optimales Stahlplattenangebot.

3LPE-Beschichtung vs. 3LPP-Beschichtung

3LPE vs. 3LPP: Umfassender Vergleich von Rohrleitungsbeschichtungen

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Rohrleitungsbeschichtungen sind entscheidend für den Schutz von Stahlrohrleitungen vor Korrosion und anderen Umwelteinflüssen. Zu den am häufigsten verwendeten Beschichtungen gehören 3-Schicht-Polyethylen (3LPE) Und 3-Schicht-Polypropylen (3LPP) Beschichtungen. Beide Beschichtungen bieten robusten Schutz, unterscheiden sich jedoch in Anwendung, Zusammensetzung und Leistung. Dieser Blog bietet einen detaillierten Vergleich zwischen 3LPE- und 3LPP-Beschichtungen und konzentriert sich dabei auf fünf Schlüsselbereiche: Beschichtungsauswahl, Beschichtungszusammensetzung, Beschichtungsleistung, Konstruktionsanforderungen und Konstruktionsprozess.

1. Auswahl der Beschichtung

3LPE-Beschichtung:

  • Verwendung: 3LPE wird in der Öl- und Gasindustrie häufig für Onshore- und Offshore-Pipelines verwendet. Es eignet sich besonders für Umgebungen, in denen moderate Temperaturbeständigkeit und hervorragender mechanischer Schutz erforderlich sind.
  • Temperaturbereich: Die 3LPE-Beschichtung wird typischerweise für Rohrleitungen verwendet, die bei Temperaturen zwischen -40 °C und 80 °C betrieben werden.
  • Kostenbetrachtung: 3LPE ist im Allgemeinen kostengünstiger als 3LPP und daher eine beliebte Wahl für Projekte mit Budgetbeschränkungen, bei denen die Temperaturvoraussetzungen innerhalb des unterstützten Bereichs liegen.

3LPP-Beschichtung:

  • Verwendung: 3LPP wird bevorzugt in Umgebungen mit hohen Temperaturen eingesetzt, wie z. B. in Tiefsee-Offshore-Pipelines und Pipelines, die heiße Flüssigkeiten transportieren. Es wird auch in Bereichen eingesetzt, in denen ein hervorragender mechanischer Schutz erforderlich ist.
  • Temperaturbereich: 3LPP-Beschichtungen können höheren Temperaturen standhalten, typischerweise zwischen -20 °C und 140 °C, und sind daher für anspruchsvollere Anwendungen geeignet.
  • Kostenbetrachtung: 3LPP-Beschichtungen sind aufgrund ihrer höheren Temperaturbeständigkeit und mechanischen Eigenschaften teurer, aber für Pipelines, die unter extremen Bedingungen betrieben werden, erforderlich.

Auswahlzusammenfassung: Die Wahl zwischen 3LPE und 3LPP hängt in erster Linie von der Betriebstemperatur der Pipeline, den Umgebungsbedingungen und Budgetüberlegungen ab. 3LPE ist ideal für moderate Temperaturen und kostensensible Projekte, während 3LPP für Umgebungen mit hohen Temperaturen und dort, wo ein verbesserter mechanischer Schutz unerlässlich ist, bevorzugt wird.

2. Beschichtungszusammensetzung

3LPE-Beschichtungszusammensetzung:

  • Schicht 1: Fusion Bonded Epoxy (FBE): Die innerste Schicht bietet eine ausgezeichnete Haftung auf dem Stahlsubstrat und dient als primäre Korrosionsschutzschicht.
  • Schicht 2: Copolymer-Klebstoff: Diese Schicht verbindet die FBE-Schicht mit der Polyethylen-Deckschicht und sorgt so für eine starke Haftung und zusätzlichen Korrosionsschutz.
  • Schicht 3: Polyethylen (PE): Die äußere Schicht aus Polyethylen bietet mechanischen Schutz vor physischen Schäden während Handhabung, Transport und Installation.

3LPP-Beschichtungszusammensetzung:

  • Schicht 1: Fusion Bonded Epoxy (FBE): Ähnlich wie bei 3LPE dient die FBE-Schicht in 3LPP als primäre Korrosionsschutz- und Haftschicht.
  • Schicht 2: Copolymer-Klebstoff: Diese Klebeschicht verbindet das FBE mit der Polypropylen-Deckschicht und sorgt so für eine starke Haftung.
  • Schicht 3: Polypropylen (PP): Die äußere Schicht aus Polypropylen bietet im Vergleich zu Polyethylen besseren mechanischen Schutz und eine höhere Temperaturbeständigkeit.

Zusammenfassung der Zusammensetzung: Beide Beschichtungen haben eine ähnliche Struktur mit einer FBE-Schicht, einem Copolymer-Klebstoff und einer äußeren Schutzschicht. Das Material der äußeren Schicht unterscheidet sich jedoch – Polyethylen bei 3LPE und Polypropylen bei 3LPP – was zu Unterschieden in den Leistungsmerkmalen führt.

3. Beschichtungsleistung

3LPE-Beschichtungsleistung:

  • Temperaturbeständigkeit: 3LPE funktioniert gut in Umgebungen mit gemäßigten Temperaturen, ist aber möglicherweise nicht für Temperaturen über 80 °C geeignet.
  • Mechanischer Schutz: Die äußere Schicht aus Polyethylen bietet eine ausgezeichnete Widerstandsfähigkeit gegen physikalische Beschädigungen und ist daher für Onshore- und Offshore-Pipelines geeignet.
  • Korrosionsbeständigkeit: Die Kombination aus FBE- und PE-Schichten bietet robusten Korrosionsschutz, insbesondere in feuchten oder nassen Umgebungen.
  • Chemische Resistenz: 3LPE bietet eine gute Chemikalienbeständigkeit, ist jedoch in Umgebungen mit aggressiver chemischer Belastung im Vergleich zu 3LPP weniger wirksam.

Leistung der 3LPP-Beschichtung:

  • Temperaturbeständigkeit: 3LPP ist für die Beständigkeit gegen höhere Temperaturen von bis zu 140 °C ausgelegt und eignet sich daher ideal für Rohrleitungen, die heiße Flüssigkeiten transportieren oder sich in Umgebungen mit hohen Temperaturen befinden.
  • Mechanischer Schutz: Die Polypropylenschicht bietet hervorragenden mechanischen Schutz, insbesondere in Tiefsee-Offshore-Pipelines, wo äußerer Druck und physikalische Belastung höher sind.
  • Korrosionsbeständigkeit: 3LPP bietet einen hervorragenden Korrosionsschutz, ähnlich wie 3LPE, jedoch mit besserer Leistung in Umgebungen mit höheren Temperaturen.
  • Chemische Resistenz: 3LPP verfügt über eine überragende chemische Beständigkeit und eignet sich daher besser für Umgebungen mit aggressiven Chemikalien oder Kohlenwasserstoffen.

Leistungsübersicht: 3LPP übertrifft 3LPE in Umgebungen mit hohen Temperaturen und bietet eine bessere mechanische und chemische Beständigkeit. 3LPE ist jedoch auch bei mittleren Temperaturen und weniger aggressiven Umgebungen äußerst wirksam.

4. Bauliche Anforderungen

3LPE-Konstruktionsanforderungen:

  • Oberflächenvorbereitung: Die richtige Oberflächenvorbereitung ist für die Wirksamkeit der 3LPE-Beschichtung entscheidend. Die Stahloberfläche muss gereinigt und aufgeraut werden, um die notwendige Haftung für die FBE-Schicht zu erreichen.
  • Verarbeitungsbedingungen: Das Auftragen der 3LPE-Beschichtung muss in einer kontrollierten Umgebung erfolgen, um die ordnungsgemäße Haftung jeder Schicht sicherzustellen.
  • Dickenspezifikationen: Die Dicke jeder Schicht ist entscheidend. Die Gesamtdicke beträgt je nach Verwendungszweck der Pipeline normalerweise 1,8 mm bis 3,0 mm.

3LPP-Konstruktionsanforderungen:

  • Oberflächenvorbereitung: Wie bei 3LPE ist die Oberflächenvorbereitung entscheidend. Der Stahl muss gereinigt werden, um alle Verunreinigungen zu entfernen, und aufgeraut werden, um eine ordnungsgemäße Haftung der FBE-Schicht zu gewährleisten.
  • Verarbeitungsbedingungen: Der Auftragungsprozess für 3LPP ähnelt dem von 3LPE, erfordert jedoch aufgrund der höheren Temperaturbeständigkeit der Beschichtung häufig eine genauere Kontrolle.
  • Dickenspezifikationen: 3LPP-Beschichtungen sind normalerweise dicker als 3LPE, wobei die Gesamtdicke je nach spezifischer Anwendung zwischen 2,0 mm und 4,0 mm liegt.

Zusammenfassung der Bauanforderungen: Sowohl 3LPE als auch 3LPP erfordern eine sorgfältige Oberflächenvorbereitung und kontrollierte Anwendungsumgebungen. 3LPP-Beschichtungen erfordern jedoch im Allgemeinen dickere Schichten, um ihre verbesserten Schutzeigenschaften zu erreichen.

5. Bauprozess

3LPE-Bauprozess:

  1. Oberflächenreinigung: Das Stahlrohr wird unter anderem durch Strahlen gereinigt, um Rost, Zunder und andere Verunreinigungen zu entfernen.
  2. FBE-Anwendung: Das gereinigte Rohr wird vorgewärmt und die FBE-Schicht wird elektrostatisch aufgetragen, wodurch eine starke Bindung mit dem Stahl entsteht.
  3. Auftragen der Klebeschicht: Über der FBE-Schicht wird ein Copolymerklebstoff aufgetragen, der das FBE mit der äußeren Polyethylenschicht verbindet.
  4. Auftragen der PE-Schicht: Die Polyethylenschicht wird auf das Rohr extrudiert und bietet mechanischen Schutz und zusätzliche Korrosionsbeständigkeit.
  5. Kühlung und Inspektion: Das beschichtete Rohr wird abgekühlt, auf Defekte untersucht und für den Transport vorbereitet.

3LPP-Bauprozess:

  1. Oberflächenreinigung: Ähnlich wie bei 3LPE wird das Stahlrohr gründlich gereinigt, um die ordnungsgemäße Haftung der Beschichtungsschichten sicherzustellen.
  2. FBE-Anwendung: Die FBE-Schicht wird auf das vorgewärmte Rohr aufgetragen und dient als primäre Korrosionsschutzschicht.
  3. Auftragen der Klebeschicht: Über der FBE-Schicht wird ein Copolymerklebstoff aufgetragen, der eine starke Verbindung mit der Polypropylen-Deckschicht gewährleistet.
  4. PP-Schicht-Auftrag: Die Polypropylenschicht wird durch Extrusion aufgetragen und bietet höchste mechanische Beständigkeit und Temperaturbeständigkeit.
  5. Kühlung und Inspektion: Das Rohr wird gekühlt, auf Defekte untersucht und für den Einsatz vorbereitet.

Zusammenfassung des Bauprozesses: Die Herstellungsverfahren für 3LPE und 3LPP sind ähnlich. Unterschiede bestehen hauptsächlich in den für die äußere Schutzschicht verwendeten Materialien. Beide Verfahren erfordern eine sorgfältige Kontrolle von Temperatur, Sauberkeit und Schichtdicke, um optimale Leistung zu gewährleisten.

Abschluss

Die Wahl zwischen 3LPE- und 3LPP-Beschichtungen hängt von mehreren Faktoren ab, darunter Betriebstemperatur, Umgebungsbedingungen, mechanische Belastung und Budget.

  • 3LPE ist ideal für Pipelines, die bei moderaten Temperaturen betrieben werden und bei denen die Kosten eine wichtige Rolle spielen. Es bietet hervorragende Korrosionsbeständigkeit und mechanischen Schutz für die meisten Onshore- und Offshore-Anwendungen.
  • 3LPPist dagegen die bevorzugte Wahl für Hochtemperaturumgebungen und Anwendungen, die einen hervorragenden mechanischen Schutz erfordern. Die höheren Kosten sind durch die verbesserte Leistung unter anspruchsvollen Bedingungen gerechtfertigt.

Um die richtige Beschichtung auszuwählen, müssen Sie die spezifischen Anforderungen Ihres Pipeline-Projekts kennen. Sowohl 3LPE als auch 3LPP haben ihre Stärken und Einsatzmöglichkeiten, und die richtige Wahl gewährleistet langfristigen Schutz und Haltbarkeit für Ihre Pipeline-Infrastruktur.

Die entscheidende Rolle von Stahlrohren bei der Öl- und Gasförderung

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I. Grundkenntnisse über Rohre für die Öl- und Gasindustrie

1. Begriffserklärung

API: Abkürzung für Amerikanisches Erdölinstitut.
OCTG: Abkürzung für Rohrwaren aus der Ölindustrie, einschließlich Ölmantelrohr, Ölschläuche, Bohrgestänge, Bohrkragen, Bohrer, Pumpenstangen, Verbindungsstücke usw.
Ölschläuche: Rohre werden in Ölquellen zur Ölförderung, Gasförderung, Wasserinjektion und Säurefrakturierung verwendet.
Gehäuse: Rohr, das von der Erdoberfläche in ein Bohrloch herabgelassen wird, um als Auskleidung einen Wandeinsturz zu verhindern.
Bohrgestänge: Rohr zum Bohren von Bohrlöchern.
Leitungsrohre: Rohr zum Transport von Öl oder Gas.
Kupplungen: Zylinder zum Verbinden zweier Gewinderohre mit Innengewinde.
Kupplungsmaterial: Rohr zur Herstellung von Kupplungen.
API-Threads: Rohrgewinde gemäß API 5B-Standard, einschließlich Rundgewinde für Ölleitungen, kurze Rundgewinde für Gehäuse, lange Rundgewinde für Gehäuse, teilweise Trapezgewinde für Gehäuse, Leitungsrohrgewinde usw.
Premium-Verbindung: Nicht-API-Gewinde mit besonderen Dichtungseigenschaften, Verbindungseigenschaften und anderen Eigenschaften.
Fehler: Verformung, Bruch, Oberflächenschaden und Verlust der ursprünglichen Funktion unter bestimmten Betriebsbedingungen.
Hauptursachen für Ausfälle: Quetschen, Rutschen, Bruch, Leckage, Korrosion, Verkleben, Verschleiß usw.

2. Normen im Bereich Erdöl

API Spec 5B, 17. Ausgabe – Spezifikation für Gewindeschneiden, Messen und Gewindeprüfung von Futterrohr-, Rohr- und Leitungsrohrgewinden
API Spec 5L, 46. Ausgabe – Spezifikation für Leitungsrohre
API Spec 5CT, 11. Ausgabe – Spezifikation für Gehäuse und Rohre
API Spec 5DP, 7. Ausgabe – Spezifikation für Bohrgestänge
API Spec 7-1, 2. Ausgabe – Spezifikation für rotierende Bohrgestängeelemente
API Spec 7-2, 2. Ausgabe – Spezifikation für das Gewindeschneiden und Messen von Drehbundgewindeverbindungen
API Spec 11B, 24. Ausgabe – Spezifikation für Pumpenstangen, polierte Stangen und Auskleidungen, Kupplungen, Senkstangen, polierte Stangenklemmen, Stopfbuchsen und Pumpen-T-Stücke
ISO 3183:2019 – Erdöl- und Erdgasindustrie — Stahlrohre für Pipeline-Transportsysteme
ISO 11960:2020 – Erdöl- und Erdgasindustrie — Stahlrohre zur Verwendung als Gehäuse oder Rohre für Bohrlöcher
NACE MR0175 / ISO 15156:2020 – Erdöl- und Erdgasindustrie – Materialien für den Einsatz in H2S-haltigen Umgebungen bei der Öl- und Gasproduktion

II. Ölschläuche

1. Klassifizierung von Ölschläuchen

Ölschläuche werden in nicht gestauchte Ölschläuche (NU), extern gestauchte Ölschläuche (EU) und Ölschläuche mit integrierter Verbindung (IJ) unterteilt. NU-Ölschläuche bedeuten, dass das Ende des Schlauchs eine normale Dicke hat und direkt das Gewinde dreht und die Kupplungen mitbringt. Gestauchte Schläuche bedeuten, dass die Enden beider Schläuche extern gestaucht, dann mit Gewinden versehen und gekoppelt werden. Schläuche mit integrierter Verbindung bedeuten, dass ein Ende des Schlauchs mit Außengewinden gestaucht ist und das andere Ende mit Innengewinden gestaucht ist und direkt ohne Kupplungen verbunden ist.

2. Funktion der Ölschläuche

① Öl- und Gasförderung: Nachdem die Öl- und Gasquellen gebohrt und zementiert wurden, werden die Rohre in die Ölverrohrung eingesetzt, um Öl und Gas aus der Erde zu fördern.
② Wasserinjektion: Wenn der Bohrlochdruck nicht ausreicht, injizieren Sie Wasser durch das Rohr in den Brunnen.
③ Dampfeinspritzung: Bei der Heißgewinnung von Dicköl muss der Dampf über isolierte Ölleitungen in die Bohrung eingeleitet werden.
④ Ansäuerung und Aufbrechen: In der Spätphase der Bohrung oder zur Verbesserung der Produktion von Öl- und Gasquellen ist es notwendig, ein Ansäuerungs- und Aufbruchmedium oder ein Härtungsmittel in die Öl- und Gasschicht einzubringen und das Medium und das Härtungsmittel durch die Ölrohre zu transportieren.

3. Stahlqualität der Ölleitungen

Die Stahlsorten für Ölleitungen sind H40, J55, N80, L80, C90, T95, P110.
N80 wird in N80-1 und N80Q unterteilt. Beide weisen die gleichen Zugfestigkeitseigenschaften auf. Die beiden Unterschiede liegen im Lieferzustand und in der unterschiedlichen Schlagzähigkeit. N80-1 wird im normalisierten Zustand geliefert oder wenn die endgültige Walztemperatur über der kritischen Temperatur Ar3 liegt und die Spannung nach der Luftkühlung abnimmt. Es kann anstelle des normalisierten Zustands Warmwalzen verwendet werden. Schlagzähigkeits- und zerstörungsfreie Prüfungen sind nicht erforderlich. N80Q muss angelassen (vergütet) werden. Die Schlagzähigkeit muss den Bestimmungen von API 5CT entsprechen und muss einer zerstörungsfreien Prüfung unterzogen werden.
L80 wird in L80-1, L80-9Cr und L80-13Cr unterteilt. Ihre mechanischen Eigenschaften und ihr Lieferstatus sind gleich. Unterschiede in Verwendung, Produktionsschwierigkeiten und Preis: L80-1 ist der allgemeine Typ, L80-9Cr und L80-13Cr sind Rohre mit hoher Korrosionsbeständigkeit, Produktionsschwierigkeiten, Kosten und werden normalerweise in stark korrosionsanfälligen Bohrlöchern verwendet.
C90 und T95 werden in 1 und 2 Typen unterteilt, nämlich C90-1, C90-2 und T95-1, T95-2.

4. Die für Ölrohre häufig verwendete Stahlsorte, Stahlname und Lieferstatus

J55 (37Mn5) NU Ölrohre: Warmgewalzt statt normalisiert
J55 (37Mn5) EU-Ölrohre: In voller Länge normalisiert nach dem Stauchen
N80-1 (36Mn2V) NU-Ölrohre: Warmgewalzt statt normalisiert
N80-1 (36Mn2V) EU-Ölrohr: In voller Länge normalisiert nach dem Stauchen
N80-Q (30Mn5) Ölrohr: 30Mn5, durchgehende Temperierung
L80-1 (30Mn5) Ölrohr: 30Mn5, durchgehende Temperierung
P110 (25CrMnMo) Ölrohr: 25CrMnMo, durchgehende Vergütung
J55 (37Mn5) Kupplung: Warmgewalzt, normalisiert
N80 (28MnTiB) Kupplung: Durchgehendes Temperieren
L80-1 (28MnTiB) Kupplung: Durchgehend gehärtet
P110 (25CrMnMo) Kupplung: Durchgehendes Anlassen

III. Mantelrohr

1. Klassifizierung und Rolle des Gehäuses

Das Gehäuse ist das Stahlrohr, das die Wand von Öl- und Gasquellen stützt. In jeder Quelle werden je nach Bohrtiefe und geologischen Bedingungen mehrere Schichten Gehäuse verwendet. Das Gehäuse wird nach dem Absenken in die Quelle mit Zement einzementiert. Im Gegensatz zu Öl- und Bohrrohren kann es nicht wiederverwendet werden und gehört zu den Einweg-Verbrauchsmaterialien. Daher macht der Verbrauch von Gehäusen mehr als 70 Prozent aller Ölquellenrohre aus. Das Gehäuse kann je nach Verwendung in Leitergehäuse, Zwischengehäuse, Produktionsgehäuse und Linergehäuse unterteilt werden. Ihre Strukturen in Ölquellen sind in Abbildung 1 dargestellt.

①Leitergehäuse: Normalerweise werden für die Leitungsverrohrung die API-Klassen K55, J55 oder H40 verwendet. Sie stabilisiert den Bohrlochkopf und isoliert flache Grundwasserleiter mit Durchmessern von üblicherweise etwa 20 oder 16 Zoll.

②Zwischengehäuse: Zwischenverrohrungen, häufig aus den API-Klassen K55, N80, L80 oder P110, werden zur Isolierung instabiler Formationen und unterschiedlicher Druckzonen verwendet und haben typische Durchmesser von 13 3/8 Zoll, 11 3/4 Zoll oder 9 5/8 Zoll.

③Produktionsgehäuse: Produktionsgehäuse werden aus hochwertigem Stahl wie etwa den API-Klassen J55, N80, L80, P110 oder Q125 hergestellt und sind so ausgelegt, dass sie dem Produktionsdruck standhalten. Normalerweise sind sie in den Durchmessern 9 5/8 Zoll, 7 Zoll oder 5 1/2 Zoll erhältlich.

④Liner-Gehäuse: Liner erweitern das Bohrloch bis in das Reservoir. Dabei werden Materialien wie die API-Klassen L80, N80 oder P110 mit typischen Durchmessern von 7 Zoll, 5 Zoll oder 4 1/2 Zoll verwendet.

⑤Schläuche: Rohre transportieren Kohlenwasserstoffe an die Oberfläche. Sie verwenden die API-Klassen J55, L80 oder P110 und sind in den Durchmessern 4 1/2 Zoll, 3 1/2 Zoll oder 2 7/8 Zoll erhältlich.

IV. Bohrgestänge

1. Klassifizierung und Funktion von Rohren für Bohrwerkzeuge

Das quadratische Bohrrohr, das Bohrrohr, das gewichtete Bohrrohr und der Bohrkragen in Bohrwerkzeugen bilden das Bohrrohr. Das Bohrrohr ist das Kernbohrwerkzeug, das den Bohrer vom Boden zum Boden des Bohrlochs treibt, und es ist auch ein Kanal vom Boden zum Boden des Bohrlochs. Es hat drei Hauptrollen:

① Zur Übertragung des Drehmoments, um den Bohrer anzutreiben und zu bohren;

② Sich auf das Gewicht des Bohrers zu verlassen, um den Druck des Gesteins am Boden des Bohrlochs zu brechen;

③ Um Spülflüssigkeit, d. h. Bohrschlamm, durch den Boden zu transportieren, werden Hochdruckschlammpumpen eingesetzt. Die Bohrsäule fließt in das Bohrloch und fließt in den Boden des Brunnens, um das Gesteinsmaterial auszuspülen und den Bohrer abzukühlen. Außerdem wird das Gesteinsmaterial durch die Außenfläche der Säule und die Wand des Brunnens zwischen den Ringräumen zurück in den Boden befördert, um den Zweck des Bohrens des Brunnens zu erreichen.

Das Bohrgestänge muss während des Bohrvorgangs einer Vielzahl komplexer Wechselbelastungen standhalten, beispielsweise Zug-, Druck-, Torsions-, Biege- und anderen Beanspruchungen. Darüber hinaus ist die Innenfläche auch der Auswaschung und Korrosion durch Hochdruckschlamm ausgesetzt.
(1) Quadratisches Bohrgestänge: Vierkant-Bohrgestänge gibt es in zwei Ausführungen: viereckig und sechseckig. Bei chinesischen Erdöl-Bohrgestängen wird für jeden Bohrsäulensatz normalerweise ein viereckiges Bohrgestänge verwendet. Seine Spezifikationen sind 63,5 mm (2 1/2 Zoll), 88,9 mm (3 1/2 Zoll), 107,95 mm (4 1/4 Zoll), 133,35 mm (5 1/4 Zoll), 152,4 mm (6 Zoll) und so weiter. Normalerweise beträgt die verwendete Länge 12 bis 14,5 m.
(2) Bohrgestänge: Das Bohrgestänge ist das Hauptwerkzeug zum Bohren von Brunnen. Es ist mit dem unteren Ende des quadratischen Bohrgestänges verbunden. Während der Bohrbrunnen tiefer wird, verlängert das Bohrgestänge die Bohrsäule nach und nach. Die Spezifikationen des Bohrgestänges sind: 60,3 mm (2-3/8 Zoll), 73,03 mm (2-7/8 Zoll), 88,9 mm (3-1/2 Zoll), 114,3 mm (4-1/2 Zoll), 127 mm (5 Zoll), 139,7 mm (5-1/2 Zoll) und so weiter.
(3) Hochleistungs-Bohrgestänge: Ein gewichtetes Bohrrohr ist ein Übergangswerkzeug, das das Bohrrohr und den Bohrkragen verbindet. Es kann den Kraftzustand des Bohrrohrs verbessern und den Druck auf den Bohrer erhöhen. Die Hauptspezifikationen des gewichteten Bohrrohrs sind 88,9 mm (3-1/2 Zoll) und 127 mm (5 Zoll).
(4) Bohrkragen: Der Bohrkragen ist mit dem unteren Teil des Bohrgestänges verbunden. Dabei handelt es sich um ein spezielles dickwandiges Rohr mit hoher Steifigkeit, das Druck auf den Bohrer ausübt, um das Gestein zu brechen, und beim Bohren eines geraden Bohrlochs eine Führungsrolle spielt. Die üblichen Spezifikationen für Bohrkragen sind 158,75 mm (6-1/4 Zoll), 177,85 mm (7 Zoll), 203,2 mm (8 Zoll), 228,6 mm (9 Zoll) und so weiter.

V. Leitungsrohr

1. Klassifizierung von Leitungsrohren

In der Öl- und Gasindustrie werden Rohrleitungen mit der Abkürzung „Stahlrohr“ für den Transport von Öl, raffiniertem Öl, Erdgas und Wasser verwendet. Der Transport von Öl und Gas wird hauptsächlich in Hauptleitungen, Zweigleitungen und städtische Rohrleitungsnetze unterteilt. Die drei Arten von Hauptleitungen haben die üblichen Spezifikationen für ∅406 bis 1219 mm, Wandstärke 10 bis 25 mm, Stahlgüte X42 bis X80; Zweigleitungen und städtische Rohrleitungsnetze haben normalerweise die Spezifikationen für ∅114 bis 700 mm, Wandstärke 6 bis 20 mm, Stahlgüte X42 bis X80. Die Stahlgüte ist X42 bis X80. Leitungsrohre sind in geschweißter und nahtloser Ausführung erhältlich. Geschweißte Leitungsrohre werden häufiger verwendet als nahtlose Leitungsrohre.

2. Standard für Leitungsrohre

API Spec 5L – Spezifikation für Leitungsrohre
ISO 3183 – Erdöl- und Erdgasindustrie – Stahlrohre für Pipeline-Transportsysteme

3. PSL1 und PSL2

PSL ist die Abkürzung für Produktspezifikationsebene. Die Produktspezifikationsstufe für Leitungsrohre ist in PSL 1 und PSL 2 unterteilt, und man kann auch sagen, dass die Qualitätsstufe in PSL 1 und PSL 2 unterteilt ist. PSL 2 ist höher als PSL 1. Die beiden Spezifikationsstufen haben nicht nur unterschiedliche Testanforderungen, sondern auch unterschiedliche Anforderungen an die chemische Zusammensetzung und die mechanischen Eigenschaften. Daher müssen die Vertragsbedingungen gemäß der API 5L-Bestellung neben der Angabe der Spezifikationen, der Stahlsorte und anderer allgemeiner Indikatoren auch die Produktspezifikationsstufe angeben, d. h. PSL 1 oder PSL 2. PSL 2 ist hinsichtlich der chemischen Zusammensetzung, der Zugfestigkeit, der Schlagfestigkeit, der zerstörungsfreien Prüfung und anderer Indikatoren strenger als PSL 1.

4. Stahlsorte, chemische Zusammensetzung und mechanische Eigenschaften für Leitungsrohre

Die Stahlqualitäten für Leitungsrohre sind von niedrig bis hoch unterteilt in: A25, A, B, X42, X46, X52, X60, X65, X70 und X80. Die detaillierte chemische Zusammensetzung und die mechanischen Eigenschaften finden Sie in der Spezifikation API 5L, 46. Ausgabe.

5. Anforderungen an die hydrostatische Prüfung und zerstörungsfreie Prüfung von Leitungsrohren

Bei Leitungsrohren muss Zweig für Zweig ein hydraulischer Test durchgeführt werden, und der Standard erlaubt keine zerstörungsfreie Erzeugung von Hydraulikdruck, was ebenfalls einen großen Unterschied zwischen dem API-Standard und unseren Standards darstellt. PSL 1 erfordert keine zerstörungsfreie Prüfung, PSL 2 muss Zweig für Zweig eine zerstörungsfreie Prüfung durchführen.

VI. Premium-Anbindungen

1. Einführung von Premium-Verbindungen

Premium Connection ist ein Rohrgewinde mit einer speziellen Struktur, die sich vom API-Gewinde unterscheidet. Obwohl das vorhandene API-Gewinde-Ölgehäuse bei der Ölbohrungsausbeutung weit verbreitet ist, zeigen sich seine Mängel in der speziellen Umgebung einiger Ölfelder deutlich: Die API-Rundgewinderohrsäule hat zwar eine bessere Dichtleistung, aber die vom Gewindeteil getragene Zugkraft entspricht nur 60% bis 80% der Festigkeit des Rohrkörpers und kann daher nicht bei der Ausbeutung tiefer Bohrungen verwendet werden; die API-Rohrsäule mit vorgespanntem Trapezgewinde hat zwar eine viel höhere Zugleistung als die der API-Rundgewindeverbindung, aber ihre Dichtleistung ist nicht so gut. Obwohl die Zugleistung der Säule viel höher ist als die der API-Rundgewindeverbindung, ist ihre Dichtleistung nicht sehr gut, sodass sie nicht bei der Ausbeutung von Hochdruck-Gasbohrungen verwendet werden kann; außerdem kann das Gewindefett nur in einer Umgebung mit einer Temperatur unter 95℃ seine Funktion erfüllen, sodass es nicht bei der Ausbeutung von Hochtemperaturbohrungen verwendet werden kann.

Im Vergleich zur API-Rundgewinde- und Teiltrapezgewindeverbindung weist die Premiumverbindung in folgenden Punkten bahnbrechende Fortschritte auf:

(1) Eine gute Abdichtung durch die Elastizität und die Konstruktion der metallischen Dichtungsstruktur macht die Gasabdichtung der Verbindung widerstandsfähiger gegen das Erreichen der Grenze des Rohrkörpers innerhalb des Fließdrucks.

(2) Hohe Festigkeit der Verbindung. Verbindung mit einer speziellen Schnallenverbindung des Ölgehäuses, deren Verbindungsfestigkeit die Festigkeit des Rohrkörpers erreicht oder übersteigt, um das Problem des Schlupfs grundsätzlich zu lösen;

(3) Durch die Verbesserung des Materialauswahl- und Oberflächenbehandlungsprozesses wurde das Problem der am Faden hängenden Schnalle grundsätzlich gelöst.

(4) Durch Optimierung der Struktur wird eine vernünftigere Verteilung der Verbindungsspannungen erreicht, die die Beständigkeit gegen Spannungskorrosion verbessert.

(5) Durch die vernünftige Gestaltung der Schulterstruktur ist die Bedienung der Schnalle beim Bedienen einfacher durchzuführen.

Derzeit verfügt die Öl- und Gasindustrie über mehr als 100 patentierte Premium-Verbindungen, die bedeutende Fortschritte in der Rohrtechnologie darstellen. Diese speziellen Gewindedesigns bieten überlegene Dichtungseigenschaften, erhöhte Verbindungsfestigkeit und verbesserte Widerstandsfähigkeit gegen Umweltbelastungen. Indem sie Herausforderungen wie hohen Druck, korrosive Umgebungen und extreme Temperaturen bewältigen, sorgen diese Innovationen für mehr Zuverlässigkeit und Effizienz bei Ölbohrungen weltweit. Kontinuierliche Forschung und Entwicklung im Bereich Premium-Verbindungen unterstreichen ihre zentrale Rolle bei der Unterstützung sicherer und produktiverer Bohrverfahren und spiegeln ein anhaltendes Engagement für technologische Spitzenleistungen im Energiesektor wider.

VAM®-Verbindung: VAM®-Verbindungen sind für ihre robuste Leistung in anspruchsvollen Umgebungen bekannt und zeichnen sich durch fortschrittliche Metall-Metall-Dichtungstechnologie und hohe Drehmomentfähigkeiten aus, wodurch ein zuverlässiger Betrieb in Tiefbohrungen und Hochdruckreservoirs gewährleistet wird.

TenarisHydril Wedge-Serie: Diese Serie bietet eine Reihe von Verbindungen wie Blue®, Dopeless® und Wedge 521®, die für ihre außergewöhnliche gasdichte Abdichtung und Widerstandsfähigkeit gegen Druck- und Zugkräfte bekannt sind und so die Betriebssicherheit und Effizienz verbessern.

TSH® Blau: Die von Tenaris entwickelten TSH® Blue-Verbindungen nutzen ein proprietäres Doppelschulterdesign und ein Hochleistungsgewindeprofil und bieten so hervorragende Ermüdungsbeständigkeit und einfache Montage bei kritischen Bohranwendungen.

Grant Prideco™ XT®-Verbindung: Die von NOV entwickelten XT®-Verbindungen verfügen über eine einzigartige Metall-Metall-Dichtung und eine robuste Gewindeform, die eine überlegene Drehmomentkapazität und Beständigkeit gegen Abrieb gewährleistet und so die Lebensdauer der Verbindung verlängert.

Hunting Seal-Lock® Verbindung: Die Seal-Lock®-Verbindung von Hunting verfügt über eine Metall-Metall-Dichtung und ein einzigartiges Gewindeprofil und ist für ihre überragende Druckbeständigkeit und Zuverlässigkeit bei Bohrvorgängen an Land und auf See bekannt.

Abschluss

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass das komplexe Netzwerk von Rohren, das für die Öl- und Gasindustrie von entscheidender Bedeutung ist, eine breite Palette von Spezialgeräten umfasst, die für raue Umgebungen und komplexe Betriebsanforderungen ausgelegt sind. Von den grundlegenden Mantelrohren, die Bohrlochwände stützen und schützen, bis hin zu den vielseitigen Rohren, die bei Extraktions- und Injektionsprozessen verwendet werden, dient jeder Rohrtyp einem bestimmten Zweck bei der Exploration, Produktion und dem Transport von Kohlenwasserstoffen. Standards wie API-Spezifikationen gewährleisten Einheitlichkeit und Qualität dieser Rohre, während Innovationen wie Premium-Verbindungen die Leistung unter schwierigen Bedingungen verbessern. Mit der Weiterentwicklung der Technologie werden diese kritischen Komponenten ständig weiterentwickelt und steigern die Effizienz und Zuverlässigkeit im globalen Energiebetrieb. Das Verständnis dieser Rohre und ihrer Spezifikationen unterstreicht ihre unverzichtbare Rolle in der Infrastruktur des modernen Energiesektors.

Super 13Cr SMSS 13Cr Gehäuse und Rohre

SMSS 13Cr und DSS 22Cr in H₂S/CO₂-Öl-Wasser-Umgebung

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Das Korrosionsverhalten von supermartensitischem Edelstahl (SMSS) 13Cr und Duplex-Edelstahl (DSS) 22Cr in einer H₂S/CO₂-Öl-Wasser-Umgebung sind von großem Interesse, insbesondere in der Öl- und Gasindustrie, wo diese Materialien oft solch harten Bedingungen ausgesetzt sind. Hier ist ein Überblick darüber, wie sich jedes Material unter diesen Bedingungen verhält:

1. Supermartensitischer Edelstahl (SMSS) 13Cr:

  • Komposition: SMSS 13Cr enthält typischerweise etwa 12-14% Chrom sowie kleine Mengen Nickel und Molybdän. Der hohe Chromgehalt verleiht ihm eine gute Korrosionsbeständigkeit, während die martensitische Struktur für hohe Festigkeit sorgt.
  • Korrosionsverhalten:
    • CO₂-Korrosion: SMSS 13Cr weist eine mäßige Beständigkeit gegen CO₂-Korrosion auf, was hauptsächlich auf die Bildung einer schützenden Chromoxidschicht zurückzuführen ist. In Gegenwart von CO₂ besteht jedoch die Gefahr lokaler Korrosion wie Lochfraß und Spaltkorrosion.
    • H₂S-Korrosion: Das Vorhandensein von H₂S erhöht das Risiko von Sulfidspannungsrissen (SSC) und Wasserstoffversprödung. SMSS 13Cr ist gegenüber diesen Korrosionsformen einigermaßen beständig, aber nicht immun, insbesondere bei höheren Temperaturen und Drücken.
    • Öl-Wasser-Umgebung: Das Vorhandensein von Öl kann manchmal eine Schutzbarriere bilden und die Belastung der Metalloberfläche durch korrosive Stoffe verringern. Wasser, insbesondere in Form von Salzlauge, kann jedoch stark korrosiv sein. Das Gleichgewicht der Öl- und Wasserphasen kann die Gesamtkorrosionsrate erheblich beeinflussen.
  • Häufige Probleme:
    • Sulfidspannungsrissbildung (SSC): Die martensitische Struktur ist zwar stabil, in Gegenwart von H₂S jedoch anfällig für SSC.
    • Loch- und Spaltkorrosion: Dies ist insbesondere in Umgebungen mit Chloriden und CO₂ ein erhebliches Problem.

2. Duplex-Edelstahl (DSS) 22Cr:

  • Komposition: DSS 22Cr enthält etwa 22% Chrom, etwa 5% Nickel, 3% Molybdän und eine ausgewogene Austenit-Ferrit-Mikrostruktur. Dies verleiht DSS eine ausgezeichnete Korrosionsbeständigkeit und hohe Festigkeit.
  • Korrosionsverhalten:
    • CO₂-Korrosion: DSS 22Cr weist im Vergleich zu SMSS 13Cr eine überlegene Beständigkeit gegen CO₂-Korrosion auf. Der hohe Chromgehalt und das Vorhandensein von Molybdän tragen zur Bildung einer stabilen und schützenden Oxidschicht bei, die Korrosion widersteht.
    • H₂S-Korrosion: DSS 22Cr ist äußerst beständig gegen H₂S-induzierte Korrosion, einschließlich SSC und Wasserstoffversprödung. Die ausgewogene Mikrostruktur und Legierungszusammensetzung tragen dazu bei, diese Risiken zu mindern.
    • Öl-Wasser-Umgebung: DSS 22Cr funktioniert gut in gemischten Öl-Wasser-Umgebungen und widersteht sowohl allgemeiner als auch lokaler Korrosion. Das Vorhandensein von Öl kann die Korrosionsbeständigkeit durch Bildung eines Schutzfilms verbessern, dies ist jedoch für DSS 22Cr aufgrund seiner inhärenten Korrosionsbeständigkeit weniger kritisch.
  • Häufige Probleme:
    • Spannungsrisskorrosion (SCC): Obwohl DSS 22Cr widerstandsfähiger als SMSS 13Cr ist, kann es unter bestimmten Bedingungen, wie z. B. bei hohen Chloridkonzentrationen bei erhöhten Temperaturen, dennoch zu Spannungsrisskorrosion kommen.
    • Lokale Korrosion: DSS 22Cr ist im Allgemeinen sehr beständig gegen Loch- und Spaltkorrosion, unter extremen Bedingungen kann es jedoch dennoch dazu kommen.

Vergleichende Zusammenfassung:

  • Korrosionsbeständigkeit: DSS 22Cr bietet im Allgemeinen eine bessere Korrosionsbeständigkeit als SMSS 13Cr, insbesondere in Umgebungen mit H₂S und CO₂.
  • Stärke und Zähigkeit: SMSS 13Cr hat eine höhere Festigkeit, ist jedoch anfälliger für Korrosionsprobleme wie SSC und Lochfraß.
  • Anwendungseignung: DSS 22Cr wird häufig in Umgebungen mit höherem Korrosionsrisiko bevorzugt, beispielsweise in Umgebungen mit hohem H₂S- und CO₂-Gehalt, während SMSS 13Cr für Anwendungen ausgewählt werden kann, die eine höhere Festigkeit erfordern, aber ein mittleres Korrosionsrisiko aufweisen.

Abschluss:

Bei der Auswahl zwischen SMSS 13Cr und DSS 22Cr für den Einsatz in H₂S/CO₂-Öl-Wasser-Umgebungen ist DSS 22Cr in der Regel die bessere Wahl, da es korrosionsbeständig ist, insbesondere in aggressiveren Umgebungen. Bei der endgültigen Entscheidung sollten jedoch die spezifischen Bedingungen berücksichtigt werden, einschließlich Temperatur, Druck und die relativen Konzentrationen von H₂S und CO₂.