Bohrlochfertigstellung: Anwendungs- und Installationssequenzen von OCTG in Öl- und Gasbohrungen

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Einführung

Die Öl- und Gasförderung und -produktion erfordert komplexe Geräte und Prozesse. Dabei ist die richtige Auswahl und Verwendung von Rohrmaterialien – Bohrrohre, Schwerstangen, Bohrkronen, Futterrohre, Schläuche, Pumpenstangen und Leitungsrohre – für die Effizienz und Sicherheit von Bohrvorgängen von entscheidender Bedeutung. Dieser Blog soll einen detaillierten Überblick über diese Komponenten, ihre Größen und ihre sequentielle Verwendung in Öl- und Gasbohrungen geben.

1. Bohrgestänge-, Bohrkragen- und Bohrergrößen

Bohrgestänge sind das Rückgrat des Bohrvorgangs. Sie übertragen die Kraft von der Oberfläche zum Bohrmeißel und zirkulieren gleichzeitig die Bohrflüssigkeit. Zu den üblichen Größen gehören:

  • 3 1/2 Zoll (88,9 mm)
  • 4 Zoll (101,6 mm)
  • 4 1/2 Zoll (114,3 mm)
  • 5 Zoll (127 mm)
  • 5 1/2 Zoll (139,7 mm)

Bohrkragen Geben Sie dem Bohrer mehr Gewicht, damit er effektiv in den Fels eindringt. Typische Größen sind:

  • 3 1/8 Zoll (79,4 mm)
  • 4 3/4 Zoll (120,7 mm)
  • 6 1/4 Zoll (158,8 mm)
  • 8 Zoll (203,2 mm)

Bohrer sind zum Zerkleinern und Durchschneiden von Gesteinsformationen bestimmt. Ihre Größen variieren je nach erforderlichem Bohrlochdurchmesser erheblich:

  • 3 7/8 Zoll (98,4 mm) bis 26 Zoll (660,4 mm)

2. Gehäuse- und Schlauchgrößen

Mantelrohr stabilisiert das Bohrloch, verhindert Einsturz und isoliert verschiedene geologische Formationen. Die Installation erfolgt stufenweise, wobei jeder Strang einen größeren Durchmesser hat als der darin befindliche:

  • Oberflächengehäuse: 13 3/8 Zoll (339,7 mm) oder 16 Zoll (406,4 mm)
  • Zwischengehäuse: 9 5/8 Zoll (244,5 mm) oder 10 3/4 Zoll (273,1 mm)
  • Produktionsgehäuse: 7 Zoll (177,8 mm) oder 5 1/2 Zoll (139,7 mm)

Ölschläuche wird in das Gehäuse eingeführt, um Öl und Gas an die Oberfläche zu transportieren. Typische Rohrgrößen sind:

  • 1,050 Zoll (26,7 mm)
  • 1,315 Zoll (33,4 mm)
  • 1,660 Zoll (42,2 mm)
  • 1.900 Zoll (48,3 mm)
  • 2 3/8 Zoll (60,3 mm)
  • 2 7/8 Zoll (73,0 mm)
  • 3 1/2 Zoll (88,9 mm)
  • 4 Zoll (101,6 mm)

3. Pumpenstangen- und Rohrgrößen

Pumpenstangen Verbinden Sie die Oberflächenpumpeinheit mit der Bohrlochpumpe und ermöglichen Sie so das Fördern von Flüssigkeiten aus dem Bohrloch. Sie werden basierend auf der Rohrgröße ausgewählt:

  • Für 2 3/8 Zoll-Schläuche: 5/8 Zoll (15,9 mm), 3/4 Zoll (19,1 mm) oder 7/8 Zoll (22,2 mm)
  • Für 2 7/8 Zoll Schlauch: 3/4 Zoll (19,1 mm), 7/8 Zoll (22,2 mm) oder 1 Zoll (25,4 mm)

4. Leitungsrohrgrößen

Leitungsrohre Transport der produzierten Kohlenwasserstoffe von der Bohrlochmündung zu Verarbeitungsanlagen oder Pipelines. Sie werden auf der Grundlage des Produktionsvolumens ausgewählt:

  • Kleine Felder: 2 Zoll (60,3 mm), 4 Zoll (114,3 mm)
  • Mittlere Felder: 6 Zoll (168,3 mm), 8 Zoll (219,1 mm)
  • Große Felder: 10 Zoll (273,1 mm), 12 Zoll (323,9 mm), 16 Zoll (406,4 mm)

Sequentieller Einsatz von Rohren in Öl- und Gasbohrungen

1. Bohrphase

  • Der Bohrvorgang beginnt mit der Bohrer Durchbrechen der geologischen Formationen.
  • Bohrgestänge Übertragen Sie Drehkraft und Bohrflüssigkeit auf den Bohrer.
  • Bohrkragen Geben Sie dem Bohrer Gewicht, um sicherzustellen, dass er effektiv eindringt.

2. Gehäusephase

  • Sobald eine bestimmte Tiefe erreicht ist, Gehäuse wird installiert, um das Bohrloch zu schützen und verschiedene Formationen zu isolieren.
  • Oberflächen-, Zwischen- und Produktionsverrohrungsstränge werden im Verlauf der Bohrung nacheinander verlegt.

3. Fertigstellung und Produktionsphase

  • Schläuche wird im Produktionsgehäuse installiert, um den Fluss der Kohlenwasserstoffe an die Oberfläche zu erleichtern.
  • Pumpengestänge werden in Bohrlöchern mit künstlichen Hebesystemen verwendet und verbinden die Bohrlochpumpe mit der Oberflächeneinheit.

4. Bodentransportphase

  • Leitungsrohre transportieren die Transport von gefördertem Öl und Gas von der Bohrlochmündung zu Verarbeitungsanlagen oder Hauptpipelines.

Abschluss

Das Verständnis der Funktionen, Größen und der sequentiellen Verwendung dieser Rohre ist für einen effizienten und sicheren Öl- und Gasbetrieb unerlässlich. Die richtige Auswahl und Handhabung von Bohrrohren, Bohrkragen, Bohrmeißeln, Gehäusen, Rohren, Pumpenstangen und Leitungsrohren gewährleistet die strukturelle Integrität des Bohrlochs und optimiert die Produktionsleistung.

Durch die effektive Integration dieser Komponenten kann die Öl- und Gasindustrie weiterhin den weltweiten Energiebedarf decken und gleichzeitig hohe Standards bei Sicherheit und Betriebseffizienz aufrechterhalten.

13Cr vs. Super 13Cr: Eine vergleichende Analyse

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Im anspruchsvollen Umfeld der Öl- und Gasindustrie ist die Materialauswahl entscheidend für die Langlebigkeit und Effizienz des Betriebs. Unter der Vielzahl der verfügbaren Materialien stechen die rostfreien Stähle 13Cr und Super 13Cr aufgrund ihrer bemerkenswerten Eigenschaften und Eignung für anspruchsvolle Umgebungen hervor. Diese Materialien haben die Branche revolutioniert, da sie eine außergewöhnliche Korrosionsbeständigkeit und robuste mechanische Leistung bieten. Lassen Sie uns tiefer in die einzigartigen Eigenschaften und Anwendungen der rostfreien Stähle 13Cr und Super 13Cr eintauchen.

13Cr-Edelstahl verstehen

13Cr-Edelstahl, eine martensitische Legierung mit etwa 13% Chrom, ist zu einem festen Bestandteil der Öl- und Gasbranche geworden. Seine Zusammensetzung enthält typischerweise kleine Mengen Kohlenstoff, Mangan, Silizium, Phosphor, Schwefel und Molybdän und stellt so ein Gleichgewicht zwischen Leistung und Kosten her.

Kritische Eigenschaften von 13Cr:

  • Korrosionsbeständigkeit: 13Cr bietet eine bemerkenswerte Korrosionsbeständigkeit, insbesondere in CO2-haltigen Umgebungen. Dies macht es ideal für den Einsatz in Bohrlochrohren und -gehäusen, bei denen mit der Einwirkung korrosiver Elemente zu rechnen ist.
  • Mechanische Festigkeit: Bei mäßiger mechanischer Festigkeit bietet 13Cr die nötige Haltbarkeit für verschiedene Anwendungen.
  • Zähigkeit und Härte: Das Material weist eine gute Zähigkeit und Härte auf, die für die Beständigkeit gegen die mechanischen Belastungen bei Bohr- und Extraktionsprozessen unerlässlich sind.
  • Schweißbarkeit: 13Cr ist für seine relativ gute Schweißbarkeit bekannt, was seinen Einsatz in verschiedenen Anwendungen ohne nennenswerte Komplikationen während der Herstellung ermöglicht.

Anwendungen in der Öl- und Gasindustrie: 13Cr-Edelstahl wird häufig für die Herstellung von Rohren, Gehäusen und anderen Komponenten verwendet, die leicht korrosiven Umgebungen ausgesetzt sind. Seine ausgewogenen Eigenschaften machen ihn zu einer zuverlässigen Wahl, um die Integrität und Effizienz von Öl- und Gasbetrieben zu gewährleisten.

Wir stellen vor Super 13Cr: Die verbesserte Legierung

Super 13Cr geht noch einen Schritt weiter und bietet die Vorteile von 13Cr durch die Einbeziehung zusätzlicher Legierungselemente wie Nickel und Molybdän. Dadurch werden die Eigenschaften verbessert und es ist für aggressivere, korrosivere Umgebungen geeignet.

Wichtige Eigenschaften von Super 13Cr:

  • Überlegene Korrosionsbeständigkeit: Super 13Cr bietet im Vergleich zu Standard 13Cr eine verbesserte Korrosionsbeständigkeit, insbesondere in Umgebungen mit höheren CO2-Konzentrationen und dem Vorhandensein von H2S. Dies macht es zu einer ausgezeichneten Wahl für anspruchsvollere Bedingungen.
  • Höhere mechanische Festigkeit: Die Legierung weist eine höhere mechanische Festigkeit auf und kann dadurch größeren Belastungen und Drücken standhalten.
  • Verbesserte Zähigkeit und Härte: Dank besserer Zähigkeit und Härte bietet Super 13Cr verbesserte Haltbarkeit und Langlebigkeit bei anspruchsvollen Anwendungen.
  • Verbesserte Schweißbarkeit: Die verbesserte Zusammensetzung von Super 13Cr führt zu einer besseren Schweißbarkeit und erleichtert seinen Einsatz in komplexen Herstellungsprozessen.

Anwendungen in der Öl- und Gasindustrie: Super 13Cr ist für den Einsatz in aggressiveren, korrosiven Umgebungen wie solchen mit höheren CO2-Werten und dem Vorhandensein von H2S geeignet. Seine überlegenen Eigenschaften sind ideal für Bohrlochrohre, Gehäuse und andere kritische Komponenten in anspruchsvollen Öl- und Gasfeldern.

Die richtige Legierung für Ihre Anforderungen auswählen

Die Wahl zwischen 13Cr- und Super 13Cr-Edelstählen hängt letztendlich von den spezifischen Umgebungsbedingungen und Leistungsanforderungen Ihres Öl- und Gasbetriebs ab. Während 13Cr eine kostengünstige Lösung mit guter Korrosionsbeständigkeit und guten mechanischen Eigenschaften bietet, bietet Super 13Cr eine verbesserte Leistung für anspruchsvollere Umgebungen.

Wichtige Überlegungen:

  • Umweltbedingungen: Bewerten Sie CO2, H2S und andere korrosive Elemente in der Betriebsumgebung.
  • Leistungsanforderungen: Bestimmen Sie die erforderliche mechanische Festigkeit, Zähigkeit und Härte für den jeweiligen Anwendungszweck.
  • Kosten vs. Nutzen: Wägen Sie die Kosten des Materials gegen die Vorteile verbesserter Eigenschaften und längerer Lebensdauer ab.

Abschluss

In der sich ständig weiterentwickelnden Öl- und Gasindustrie ist die Auswahl von Materialien wie 13Cr- und Super 13Cr-Edelstählen entscheidend für die Gewährleistung der Zuverlässigkeit, Effizienz und Sicherheit des Betriebs. Das Verständnis der einzigartigen Eigenschaften und Anwendungen dieser Legierungen ermöglicht es Branchenexperten, fundierte Entscheidungen zu treffen, die letztendlich zum Erfolg und zur Nachhaltigkeit ihrer Projekte beitragen. Ob es nun die ausgewogene Leistung von 13Cr oder die überlegenen Eigenschaften von Super 13Cr sind, diese Materialien spielen weiterhin eine entscheidende Rolle bei der Weiterentwicklung der Fähigkeiten des Öl- und Gassektors.

Rohre aus Ölfeldern (OCTG)

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Ölfeldrohre (OCTG) ist eine Familie nahtlos gewalzter Produkte, bestehend aus Bohrrohren, Futterrohren und Rohrleitungen, die je nach spezifischer Anwendung Belastungsbedingungen ausgesetzt sind. (Eine schematische Darstellung eines Tiefbrunnens finden Sie in Abbildung 1):

Der Bohrgestänge ist ein schweres nahtloses Rohr, das den Bohrer dreht und Bohrflüssigkeit zirkulieren lässt. Rohrsegmente von 30 Fuß (9 m) Länge sind mit Werkzeugverbindungen verbunden. Das Bohrrohr ist gleichzeitig einem hohen Drehmoment durch das Bohren, axialer Spannung durch sein Eigengewicht und innerem Druck durch austretende Bohrflüssigkeit ausgesetzt. Zusätzlich können sich auf diese grundlegenden Belastungsmuster wechselnde Biegebelastungen aufgrund von nicht vertikalem oder abgelenktem Bohren auswirken.
Mantelrohr kleidet das Bohrloch aus. Es ist axialer Spannung durch sein Eigengewicht, innerem Druck durch die Flüssigkeitsspülung und äußerem Druck durch umgebende Gesteinsformationen ausgesetzt. Die gepumpte Öl- oder Gasemulsion setzt das Gehäuse insbesondere axialer Spannung und innerem Druck aus.
Ein Rohr ist ein Rohr, durch das Öl oder Gas aus dem Bohrloch transportiert wird. Rohrsegmente sind im Allgemeinen etwa 9 m lang und haben an jedem Ende einen Gewindeanschluss.

Korrosionsbeständigkeit unter sauren Betriebsbedingungen ist eine entscheidende OCTG-Eigenschaft, insbesondere bei Gehäusen und Rohren.

Typische OCTG-Herstellungsverfahren umfassen (alle Maßbereiche sind ungefähre Angaben)

Kontinuierliche Dornwalz- und Stoßbankverfahren für Größen zwischen 21 und 178 mm Außendurchmesser.
Stopfenwalzwerk für Größen zwischen 140 und 406 mm Außendurchmesser.
Querwalzlochen und Pilgerwalzen für Größen zwischen 250 und 660 mm Außendurchmesser.
Diese Verfahren ermöglichen in der Regel nicht die thermomechanische Verarbeitung, die für die für das geschweißte Rohr verwendeten Band- und Plattenprodukte üblich ist. Daher müssen hochfeste nahtlose Rohre durch Erhöhung des Legierungsgehalts in Kombination mit einer geeigneten Wärmebehandlung, wie z. B. Abschrecken und Anlassen, hergestellt werden.

Abbildung 1. Schematische Darstellung einer tiefen, blühenden Fertigstellung

Um die grundlegende Anforderung einer vollständig martensitischen Mikrostruktur auch bei großen Rohrwandstärken zu erfüllen, ist eine gute Härtbarkeit erforderlich. Cr und Mn sind die wichtigsten Legierungselemente, die bei herkömmlichem Vergütungsstahl eine gute Härtbarkeit bewirken. Die Anforderung einer guten Beständigkeit gegen Sulfidspannungsrisse (SSC) begrenzt jedoch ihre Verwendung. Mn neigt beim Stranggießen zur Entmischung und kann große MnS-Einschlüsse bilden, die die Beständigkeit gegen wasserstoffinduzierte Risse (HIC) verringern. Höhere Cr-Werte können zur Bildung von Cr7C3-Niederschlägen mit grober, plattenförmiger Morphologie führen, die als Wasserstoffsammler und Rissinitiatoren wirken. Durch Legieren mit Molybdän können die Beschränkungen von Mn- und Cr-Legierungen überwunden werden. Mo ist ein viel stärkerer Härter als Mn und Cr, sodass es die Wirkung einer reduzierten Menge dieser Elemente schnell wiederherstellen kann.

Traditionell waren OCTG-Güten Kohlenstoff-Mangan-Stähle (bis zu einer Festigkeit von 55 ksi) oder Mo-haltige Güten bis zu 0,4% Mo. In den letzten Jahren haben Tiefbohrungen und Lagerstätten mit Schadstoffen, die Korrosion verursachen, eine starke Nachfrage nach höherfesten Materialien geschaffen, die gegen Wasserstoffversprödung und SCC beständig sind. Hochvergüteter Martensit ist die Struktur, die bei höheren Festigkeitsstufen am widerstandsfähigsten gegen SSC ist, und eine Konzentration von 0,75% Mo ergibt die optimale Kombination aus Streckgrenze und SSC-Beständigkeit.

Was Sie wissen müssen: Flanschflächen-Finish

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Der ASME B16.5-Code erfordert, dass die Flanschfläche (erhabene Fläche und flache Fläche) eine bestimmte Rauheit aufweist, um sicherzustellen, dass diese Oberfläche mit der Dichtung kompatibel ist und eine hochwertige Abdichtung bietet.

Es wird eine gezahnte Oberfläche benötigt, entweder konzentrisch oder spiralförmig, mit 30 bis 55 Rillen pro Zoll und einer daraus resultierenden Rauheit zwischen 125 und 500 Mikrozoll. Dadurch können Flanschhersteller verschiedene Oberflächenqualitäten für die Dichtungskontaktfläche von Metallflanschen anbieten.

Flanschflächenausführung

Gezackte Oberfläche

Schaftausführung
Dies ist die am häufigsten verwendete Oberflächenbeschichtung für Flansche, da sie praktisch für alle normalen Betriebsbedingungen geeignet ist. Unter Druck bettet sich die weiche Oberfläche einer Dichtung in diese Beschichtung ein, was zur Abdichtung beiträgt und eine hohe Reibung zwischen den Passflächen erzeugt.

Die Endbearbeitung dieser Flansche erfolgt mit einem Rundwerkzeug mit einem Radius von 1,6 mm und einem Vorschub von 0,8 mm pro Umdrehung bis zu 12 Zoll. Bei Größen ab 14 Zoll erfolgt die Endbearbeitung mit einem Rundwerkzeug mit einem Radius von 3,2 mm und einem Vorschub von 1,2 mm pro Umdrehung.

Flanschflächenoberfläche - LageroberflächeFlanschflächenoberfläche - Lageroberfläche

Spiralförmig gezahnt
Dies ist ebenfalls eine durchgehende oder phonografische Spiralnut, sie unterscheidet sich jedoch von der Standardausführung dadurch, dass die Nut typischerweise mit einem 90°-Werkzeug erzeugt wird, das eine „V“-Geometrie mit einer 45°-Zackung erzeugt.

Flanschflächenausführung - Spiralförmig gezahnt

Konzentrisch gezahnt
Wie der Name schon sagt, besteht diese Oberfläche aus konzentrischen Rillen. Es wird ein 90°-Werkzeug verwendet und die Zacken sind gleichmäßig über die Fläche verteilt.

Flanschflächenausführung - konzentrisch gezahnt

Glatte Oberfläche
Diese Oberfläche weist keine sichtbaren Werkzeugspuren auf. Diese Oberflächen werden typischerweise für Dichtungen mit Metallbeschichtungen wie Doppelmantel, Flachstahl und Wellblech verwendet. Die glatten Oberflächen passen zusammen, um eine Abdichtung zu bilden, und sind auf die Flachheit der gegenüberliegenden Flächen angewiesen, um eine Abdichtung zu bewirken. Dies wird typischerweise dadurch erreicht, dass die Dichtungskontaktfläche durch eine durchgehende (manchmal auch als phonografische bezeichnete) Spiralnut gebildet wird, die von einem Rundwerkzeug mit einem Radius von 0,8 mm bei einer Vorschubgeschwindigkeit von 0,3 mm pro Umdrehung mit einer Tiefe von 0,05 mm erzeugt wird. Dies führt zu einer Rauheit zwischen Ra 3,2 und 6,3 Mikrometer (125 – 250 Mikrozoll).

Flanschflächenoberfläche - Glatte Oberfläche

GLATTE OBERFLÄCHE

Ist dieser Typ für Spiraldichtungen und nichtmetallische Dichtungen geeignet? Für welche Anwendung ist er gedacht?

Flansche mit glatter Oberfläche werden häufiger bei Niederdruck- und/oder Großdurchmesser-Rohrleitungen verwendet und sind in erster Linie für die Verwendung mit Vollmetall- oder Spiraldichtungen vorgesehen.

Glatte Oberflächen findet man normalerweise an Maschinen oder Flanschverbindungen, mit Ausnahme von Rohrflanschen. Wenn Sie mit einer glatten Oberfläche arbeiten, sollten Sie eine dünnere Dichtung verwenden, um die Auswirkungen von Kriechen und Kaltfluss zu verringern. Es ist jedoch zu beachten, dass sowohl eine dünnere Dichtung als auch die glatte Oberfläche an und für sich eine höhere Druckkraft (d. h. Schraubendrehmoment) erfordern, um die Abdichtung zu erreichen.

Bearbeitung der Dichtungsflächen von Flanschen bis zu einer glatten Oberfläche von Ra = 3,2 – 6,3 Mikrometer (= 125 – 250 Mikrozoll AARH)

AARH steht für Arithmetic Average Roughness Height (arithmetische durchschnittliche Rauhigkeitshöhe). Sie wird verwendet, um die Rauhigkeit (oder Glätte) von Oberflächen zu messen. 125 AARH bedeutet, dass 125 Mikrozoll die durchschnittliche Höhe der Unebenheiten der Oberfläche sind.

63 AARH ist für Ringverbindungen spezifiziert.

Für Spiraldichtungen ist 125–250 AARH (sogenannte glatte Oberfläche) angegeben.

Für weiche Dichtungen, z. B. asbestfreie Dichtungen, Graphitplatten, Elastomere usw., wird ein Wert von 250–500 AARH (sogenannte Stock-Finish) angegeben. Bei Verwendung eines glatten Finishs für weiche Dichtungen ist der „Beißeffekt“ nicht ausreichend und die Verbindung kann undicht werden.

Manchmal wird AARH auch als Ra bezeichnet, was für Roughness Average (Durchschnittliche Rauheit) steht und dasselbe bedeutet.

API 5L Gr.B Seamless Line Pipe with 3LPE Coating in accordance with CAN CSA Z245.21

Successful Delivery of Order CAN/CSA-Z245.21 3LPE Coated Line Pipe

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A customer that we have been following up for 8 years has finally placed an order. The order is for a batch of NPS 3“, NPS 4”, NPS 6“ and NPS 8” diameters, thickness SCH40, single length 11.8M, with 2.5mm thick 3-layer polyethylene coating for corrosion protection, which will be buried in the ground for natural gas transportation.

The pipes are manufactured in accordance with API 5L PSL 1 Gr. B seamless pipe standard and the corrosion protection coating are manufactured in accordance with CAN/CSA-Z245.21 standard.

API 5L Gr.B Seamless Line Pipe with 3LPE Coating in accordance with CAN CSA Z245.21

API 5L Gr.B Seamless Line Pipe with 3LPE Coating in accordance with CAN CSA Z245.21

Seamless Pipe Manufacturing Process Chart

Seamless Pipe Manufacturing Process Chart

3LPE Coating Manufacturing Process Chart

3LPE Coating Manufacturing Process Chart

Our seamless tubes are rolled in the world’s most advanced PQF mill, which is manufactured by SMS Group in Germany. Our 3LPE coatings are produced in our most advanced coating line in China, ensuring that the specifications of the pipes and coatings fully meet our customers’ requirements.

If you have any demand for 3LPE/3LPP/FBE/LE coated line pipe, please feel free to contact us for a quotation by email at [email protected]. We will strictly control the quality for you and better support you in terms of price and service!

Kennen Sie die Unterschiede: TPEPE-Beschichtung vs. 3LPE-Beschichtung

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TPEPE-korrosionsbeständiges Stahlrohr und 3PE-rostfreie Stahlrohre sind verbesserte Produkte, die auf einer äußeren einschichtigen Polyethylen- und einer inneren epoxidbeschichteten Stahlleitung basieren. Es handelt sich um die modernste korrosionsbeständige, unterirdisch verlegte Stahlrohrleitung für lange Strecken. Wissen Sie, was der Unterschied zwischen korrosionsbeständigen TPEPE-Stahlrohren und korrosionsbeständigen 3PE-Stahlrohren ist?

 

 

Beschichtungsaufbau

Die Außenwand des korrosionsbeständigen TPEPE-Stahlrohrs wird im 3PE-Hotmelt-Wickelverfahren hergestellt. Sie besteht aus drei Schichten: Epoxidharz (untere Schicht), Klebstoff (Zwischenschicht) und Polyethylen (äußere Schicht). Die Innenwand wird mit dem Korrosionsschutzverfahren des thermischen Spritzens von Epoxidpulver behandelt. Das Pulver wird nach dem Erhitzen und Schmelzen bei hoher Temperatur gleichmäßig auf die Oberfläche des Stahlrohrs aufgetragen, um eine Stahl-Kunststoff-Verbundschicht zu bilden, die die Dicke der Beschichtung und die Haftung der Beschichtung erheblich verbessert, die Stoßfestigkeit und Korrosionsbeständigkeit verbessert und eine breite Anwendung ermöglicht.

Bei 3PE-Stahlrohren mit Korrosionsschutzbeschichtung handelt es sich um drei Schichten Polyolefin auf der Außenseite von korrosionsbeständigen Stahlrohren. Die korrosionsbeständige Struktur besteht im Allgemeinen aus einer Dreischichtstruktur, Epoxidpulver, Klebstoff und PE. In der Praxis werden diese drei Materialien durch ein Schmelzverfahren vermischt und das Stahlrohr fest miteinander verbunden, wodurch eine Schicht aus Polyethylen (PE)-Korrosionsschutzbeschichtung entsteht. Diese weist eine gute Korrosionsbeständigkeit, Feuchtigkeitsbeständigkeit und gute mechanische Eigenschaften auf und wird häufig in der Ölpipeline-Industrie verwendet.

PLeistung CEigenschaften

Anders als herkömmliche Stahlrohre sind TPEPE-Rohren aus korrosionsbeständigem Stahl innen und außen korrosionsbeständig, haben eine sehr hohe Abdichtung und können im Langzeitbetrieb erheblich Energie sparen, Kosten senken und die Umwelt schützen. Dank der starken Korrosionsbeständigkeit und der praktischen Konstruktion beträgt die Lebensdauer bis zu 50 Jahre. Außerdem sind sie korrosionsbeständig und schlagfest bei niedrigen Temperaturen. Gleichzeitig haben sie eine hohe Epoxidfestigkeit, eine gute Weichheit des Schmelzklebstoffs usw. und sind sehr korrosionsbeständig. Darüber hinaus werden unsere TPEPE-Rohren aus korrosionsbeständigem Stahl in strikter Übereinstimmung mit den nationalen Standardspezifikationen hergestellt und haben ein Trinkwassersicherheitszertifikat für korrosionsbeständige Stahlrohre erhalten, um die Sicherheit des Trinkwassers zu gewährleisten.

3PE-korrosionsbeständiges Stahlrohr aus Polyethylen. Dieses Material zeichnet sich durch eine gute Korrosionsbeständigkeit aus und verlängert direkt die Lebensdauer des korrosionsbeständigen Stahlrohrs.

Aufgrund der unterschiedlichen Spezifikationen können 3PE-Rohren aus korrosionsbeständigem Stahl in normale und verstärkte Qualität unterteilt werden. Die PE-Dicke von 3PE-Rohren aus korrosionsbeständigem Stahl der normalen Qualität beträgt etwa 2,0 mm und die PE-Dicke der verstärkten Qualität beträgt etwa 2,7 mm. Als normaler äußerer Korrosionsschutz für Mantelrohre ist die normale Qualität mehr als ausreichend. Wenn es zum direkten Transport von Säure, Lauge, Erdgas und anderen Flüssigkeiten verwendet wird, sollten Sie verstärkte 3PE-Rohren aus korrosionsbeständigem Stahl verwenden.

Oben geht es um den Unterschied zwischen korrosionsbeständigen TPEPE-Stahlrohren und korrosionsbeständigen 3PE-Stahlrohren. Er spiegelt sich hauptsächlich in den unterschiedlichen Leistungsmerkmalen und der Anwendung wider. Die richtige Auswahl des geeigneten korrosionsbeständigen Stahlrohrs spielt dabei eine wichtige Rolle.