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 nahtloses Leitungsrohr mit 3LPE-Beschichtung gemäß CAN CSA Z245.21

Erfolgreiche Auslieferung der Bestellung CAN/CSA-Z245.21 3LPE Coated Line Pipe

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Ein Kunde, den wir seit 8 Jahren betreuen, hat endlich eine Bestellung aufgegeben. Die Bestellung umfasst eine Charge von NPS 3“, NPS 4“, NPS 6“ und NPS 8“ Durchmesser, Dicke SCH40, Einzellänge 11,8 m, mit 2,5 mm dicker 3-lagiger Polyethylenbeschichtung zum Korrosionsschutz, die für den Erdgastransport im Boden vergraben werden.

Die Herstellung der Rohre erfolgt nach API 5L PSL 1 Gr. B nahtloses Rohr Standard und die Korrosionsschutzbeschichtung werden gemäß CAN/CSA-Z245.21 Standard.

API 5L Gr.B nahtloses Leitungsrohr mit 3LPE-Beschichtung gemäß CAN CSA Z245.21

API 5L Gr.B nahtloses Leitungsrohr mit 3LPE-Beschichtung gemäß CAN CSA Z245.21

Diagramm zum Herstellungsprozess nahtloser Rohre

Diagramm zum Herstellungsprozess nahtloser Rohre

Diagramm zum Herstellungsprozess der 3LPE-Beschichtung

Diagramm zum Herstellungsprozess der 3LPE-Beschichtung

Unsere nahtlosen Rohre werden im weltweit modernsten PQF-Walzwerk gewalzt, das von der SMS Group in Deutschland hergestellt wird. Unsere 3LPE-Beschichtungen werden in unserer modernsten Beschichtungsanlage in China hergestellt. Dadurch wird sichergestellt, dass die Spezifikationen der Rohre und Beschichtungen die Anforderungen unserer Kunden vollständig erfüllen.

Wenn Sie Bedarf an beschichteten 3LPE/3LPP/FBE/LE-Rohrleitungen haben, kontaktieren Sie uns bitte für ein Angebot per E-Mail an [email protected]. Wir werden die Qualität für Sie streng kontrollieren und Sie in Bezug auf Preis und Service besser unterstützen!

PTT Thailand – Kambodscha Öl-Anlegestelle Projekt

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PTT Thailand – Kambodscha Öl-Anlegestelle Projekt

Projekt: Öl-Anlegestelle
Standort: Kambodscha
Dauer: Februar 2021 – Juli 2021

Benötigtes Produkt: Stahlrohre, Rohrverbindungsstücke, Rohrflansche
Spezifikationen: API 5L Gr.B, ASME B16.9, ASME B16.5
Menge: 75 Tonnen Stahlrohre, 130 Stück Rohrverbindungsstücke und Flansche
Verwenden: Unterseeisches Öl-Pipeline-System
Beschichtungsspezifikationen: DIN 30670-2012 3LPE-Beschichtung
Verwenden: Verhinderung von Seewasser- und Meersalzkorrosion und Verlängerung der Lebensdauer