NACE MR0175 против NACE MR0103

В чем разница между NACE MR0175 и NACE MR0103?

/в /от

В таких отраслях, как нефтегазовая, где оборудование и инфраструктура регулярно подвергаются воздействию суровых условий, выбор материалов, которые могут выдерживать коррозионные условия, имеет решающее значение. Два основных стандарта, которые определяют выбор материалов для сред, содержащих сероводород (H₂S), это КДЕС MR0175 и НАСЕ MR0103. Хотя оба стандарта направлены на предотвращение сульфидного растрескивания под напряжением (SSC) и других форм повреждений, вызванных водородом, они разработаны для разных приложений и сред. В этом блоге представлен всесторонний обзор различий между этими двумя важными стандартами.

Введение в стандарты NACE

NACE International, которая теперь является частью Ассоциации по защите и эксплуатационным характеристикам материалов (AMPP), разработала стандарты NACE MR0175 и NACE MR0103 для решения проблем, связанных с кислыми средами эксплуатации, содержащими H₂S. Эти среды могут привести к различным формам коррозии и растрескивания, которые могут нарушить целостность материалов и потенциально привести к катастрофическим отказам. Основная цель этих стандартов — предоставить рекомендации по выбору материалов, которые могут противостоять этим разрушительным воздействиям.

Область применения и применение

КДЕС MR0175

  • Основное внимание: NACE MR0175, также известный как ISO 15156, в первую очередь предназначен для нефтегазовой отрасли. Сюда входит разведка, бурение, добыча и транспортировка углеводородов.
  • Среда: Стандарт охватывает материалы, используемые в кислых средах, встречающихся при добыче нефти и газа. Сюда входит скважинное оборудование, компоненты устья скважины, трубопроводы и нефтеперерабатывающие заводы.
  • Глобальное использование: NACE MR0175 — это всемирно признанный стандарт, который широко используется в операциях по разведке и добыче нефти и газа для обеспечения безопасности и надежности материалов в кислых средах.

НАСЕ MR0103

  • Основное внимание: Стандарт NACE MR0103 специально разработан для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности с упором на операции по переработке и сбыту продукции.
  • Среда: Стандарт применяется к перерабатывающим предприятиям, где присутствует сероводород, особенно во влажных средах H₂S. Он адаптирован к условиям, которые встречаются в установках переработки, таких как гидропроцессинговые установки, где риск сульфидного растрескивания под напряжением является значительным.
  • Отраслевые: В отличие от NACE MR0175, который используется в более широком спектре приложений, NACE MR0103 более узко ориентирован на сектор нефтепереработки.

Требования к материалам

КДЕС MR0175

  • Варианты материалов: NACE MR0175 предлагает широкий спектр вариантов материалов, включая углеродистые стали, низколегированные стали, нержавеющие стали, сплавы на основе никеля и т. д. Каждый материал классифицируется в зависимости от его пригодности для определенных кислых сред.
  • Квалификация: Для допуска к использованию материалы должны соответствовать строгим критериям, включая стойкость к SSC, водородному растрескиванию (HIC) и сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением (SSCC).
  • Экологические ограничения: Стандарт определяет пределы парциального давления H₂S, температуры, pH и других факторов окружающей среды, которые определяют пригодность материала для эксплуатации в кислой среде.

НАСЕ MR0103

  • Требования к материалам: NACE MR0103 фокусируется на материалах, которые могут противостоять SSC в условиях переработки. Он предоставляет особые критерии для таких материалов, как углеродистые стали, низколегированные стали и некоторые виды нержавеющей стали.
  • Упрощенные рекомендации: По сравнению с MR0175 рекомендации по выбору материалов в MR0103 более просты и отражают более контролируемые и последовательные условия, обычно характерные для операций по переработке нефти.
  • Производственные процессы: Стандарт также определяет требования к сварке, термической обработке и изготовлению, чтобы гарантировать сохранение стойкости материалов к растрескиванию.

Сертификация и соответствие

КДЕС MR0175

  • Сертификация: Соответствие NACE MR0175 часто требуется регулирующими органами и имеет решающее значение для обеспечения безопасности и надежности оборудования в сероводородных нефтяных и газовых операциях. Стандарт упоминается во многих международных правилах и контрактах.
  • Документация: Подробная документация обычно требуется для демонстрации того, что материалы соответствуют определенным критериям, изложенным в MR0175. Это включает химический состав, механические свойства и испытания на устойчивость к кислым условиям эксплуатации.

НАСЕ MR0103

  • Сертификация: Соответствие NACE MR0103 обычно требуется в контрактах на оборудование и материалы, используемые на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах. Это гарантирует, что выбранные материалы могут выдерживать особые проблемы, возникающие в условиях нефтеперерабатывающих заводов.
  • Упрощенные требования: Требования к документации и испытаниям для соответствия стандарту MR0103, хотя и остаются строгими, зачастую менее сложны, чем требования к стандарту MR0175, что отражает различные экологические условия и риски при переработке по сравнению с операциями по добыче.

Тестирование и квалификация

КДЕС MR0175

  • Строгое тестирование: Чтобы материалы можно было использовать в кислых средах, они должны пройти обширные испытания, включая лабораторные испытания на SSC, HIC и SSCC.
  • Мировые стандарты: Стандарт соответствует международным процедурам испытаний и часто требует, чтобы материалы соответствовали строгим критериям эффективности в самых суровых условиях, которые встречаются в нефтегазовых операциях.

НАСЕ MR0103

  • Целевое тестирование: Требования к испытаниям сосредоточены на конкретных условиях сред НПЗ. Это включает испытания на устойчивость к влажному H₂S, SSC и другим соответствующим формам растрескивания.
  • Специфическое применение: Протоколы испытаний адаптированы к потребностям процессов переработки, которые обычно предполагают менее жесткие условия, чем те, которые встречаются на предыдущих этапах добычи.

Заключение

Хотя стандарты NACE MR0175 и NACE MR0103 выполняют важную функцию предотвращения сульфидного растрескивания под напряжением и других форм растрескивания под воздействием окружающей среды в кислых средах, они предназначены для разных областей применения.

  • КДЕС MR0175 является стандартом для операций по разведке и добыче нефти и газа, охватывающим широкий спектр материалов и условий окружающей среды с жесткими процессами испытаний и квалификации.
  • НАСЕ MR0103 разработан специально для нефтеперерабатывающей промышленности и ориентирован на последующие операции с более простыми и целенаправленными критериями выбора материалов.

Понимание различий между этими стандартами имеет важное значение для выбора правильных материалов для вашего конкретного применения и обеспечения безопасности, надежности и долговечности вашей инфраструктуры в средах, где присутствует сероводород.

Водородный крекинг HIC

Растрескивание под воздействием окружающей среды: HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE, SCC

/в /от

В отраслях, где материалы подвергаются воздействию суровых условий, таких как нефть и газ, химическая переработка и производство электроэнергии, понимание и предотвращение растрескивания под воздействием окружающей среды имеет решающее значение. Эти типы растрескивания могут привести к катастрофическим отказам, дорогостоящему ремонту и значительным рискам для безопасности. В этой записи блога будет представлен подробный и профессиональный обзор различных форм растрескивания под воздействием окружающей среды, включая их распознавание, основные механизмы и стратегии предотвращения.

1. Водородное вспучивание (HB)

Признание:
Водородное пузырение характеризуется образованием пузырей или вздутий на поверхности материала. Эти пузыри являются результатом проникновения атомов водорода в материал и накопления их во внутренних дефектах или включениях, образуя молекулы водорода, которые создают локализованное высокое давление.

Механизм:
Атомы водорода диффундируют в материал, обычно углеродистую сталь, и рекомбинируют в молекулярный водород в местах примесей или пустот. Давление этих молекул водорода создает пузыри, которые могут ослабить материал и привести к дальнейшей деградации.

Профилактика:

  • Выбор материала: Использование материалов с низким содержанием примесей, в частности сталей с низким содержанием серы.
  • Защитные покрытия: Нанесение покрытий, препятствующих проникновению водорода.
  • Катодная защита: Внедрение систем катодной защиты для снижения поглощения водорода.

2. Водородное растрескивание (HIC)

Признание:
Водородное растрескивание (HIC) определяется по внутренним трещинам, которые часто идут параллельно направлению прокатки материала. Эти трещины обычно располагаются вдоль границ зерен и не распространяются на поверхность материала, что затрудняет их обнаружение до тех пор, пока не произойдет значительное повреждение.

Механизм:
Подобно водородному пузырению, атомы водорода проникают в материал и рекомбинируют, образуя молекулярный водород во внутренних полостях или включениях. Давление, создаваемое этими молекулами, вызывает внутренние трещины, нарушая структурную целостность материала.

Профилактика:

  • Выбор материала: Выбирайте стали с низким содержанием серы и пониженным содержанием примесей.
  • Термическая обработка: Используйте соответствующие процессы термической обработки для улучшения микроструктуры материала.
  • Меры защиты: Используйте покрытия и катодную защиту для предотвращения поглощения водорода.

3. Растрескивание под действием водорода, ориентированное под напряжением (SOHIC)

Признание:
SOHIC — это форма водородного растрескивания, которое происходит при наличии внешнего растягивающего напряжения. Оно распознается по характерному ступенчатому или лестничному рисунку трещины, часто наблюдаемому вблизи сварных швов или других областей с высоким напряжением.

Механизм:
Сочетание водородного растрескивания и растягивающего напряжения приводит к более серьезному и отчетливому характеру растрескивания. Наличие напряжения усугубляет эффекты водородной хрупкости, заставляя трещину распространяться скачкообразно.

Профилактика:

  • Управление стрессом: Внедряйте процедуры по снятию стресса для снижения остаточного напряжения.
  • Выбор материала: Используйте материалы с более высокой стойкостью к водородной хрупкости.
  • Меры защиты: Нанесите защитные покрытия и катодную защиту.

4. Растрескивание под действием напряжений в сульфидной среде (SSC)

Признание:
Сульфидное растрескивание под напряжением (SSC) проявляется в виде хрупких трещин в высокопрочных сталях, подвергающихся воздействию сред, содержащих сероводород (H₂S). Эти трещины часто являются межзеренными и могут быстро распространяться под действием растягивающего напряжения, что приводит к внезапному и катастрофическому отказу.

Механизм:
В присутствии сероводорода атомы водорода поглощаются материалом, что приводит к охрупчиванию. Это охрупчивание снижает способность материала выдерживать растягивающие напряжения, что приводит к хрупкому разрушению.

Профилактика:

  • Выбор материала: Использование материалов, устойчивых к воздействию кислых сред, с контролируемым уровнем твердости.
  • Экологический контроль: Снижение воздействия сероводорода или использование ингибиторов для минимизации его воздействия.
  • Защитные покрытия: Нанесение покрытий, выполняющих функцию барьеров против сероводорода.

5. Поэтапный крекинг (SWC)

Признание:
Ступенчатое растрескивание, также известное как ступенчатое водородное растрескивание, происходит в высокопрочных сталях, особенно в сварных конструкциях. Оно распознается по зигзагообразному или лестничному рисунку трещины, обычно наблюдаемому вблизи сварных швов.

Механизм:
Ступенчатое растрескивание происходит из-за комбинированного воздействия водородной хрупкости и остаточного напряжения от сварки. Трещина распространяется ступенчато, следуя по самому слабому пути через материал.

Профилактика:

  • Термическая обработка: Используйте термическую обработку до и после сварки для снижения остаточных напряжений.
  • Выбор материала: Выбирайте материалы с лучшей устойчивостью к водородной хрупкости.
  • Выжигание водорода: После сварки используйте процедуры водородного прокаливания для удаления поглощенного водорода.

6. Растрескивание цинка под напряжением (SZC)

Признание:
Растрескивание цинка под напряжением (SZC) происходит в оцинкованных (гальванизированных) сталях. Оно распознается по межкристаллитным трещинам, которые могут привести к отслоению цинкового покрытия и последующему структурному разрушению базовой стали.

Механизм:
SZC вызывается сочетанием растягивающего напряжения внутри цинкового покрытия и воздействия коррозионной среды. Напряжение внутри покрытия в сочетании с факторами окружающей среды приводит к межкристаллитному растрескиванию и разрушению.

Профилактика:

  • Контроль покрытия: Обеспечьте должную толщину цинкового покрытия, чтобы избежать чрезмерного напряжения.
  • Рекомендации по проектированию: Избегайте резких поворотов и углов, которые концентрируют напряжение.
  • Экологический контроль: Уменьшите воздействие агрессивных сред, которые могут усилить растрескивание.

7. Водородное растрескивание под напряжением (HSC)

Признание:
Водородное растрескивание под напряжением (HSC) — это форма водородной хрупкости, которая возникает в высокопрочных сталях, подвергающихся воздействию водорода. Она характеризуется внезапным хрупким разрушением под действием растягивающего напряжения.

Механизм:
Атомы водорода диффундируют в сталь, вызывая охрупчивание. Это охрупчивание значительно снижает прочность материала, делая его склонным к растрескиванию и внезапному разрушению под нагрузкой.

Профилактика:

  • Выбор материала: Выбирайте материалы с меньшей восприимчивостью к водородной хрупкости.
  • Экологический контроль: Минимизируйте воздействие водорода во время обработки и обслуживания.
  • Меры защиты: Наносите защитные покрытия и используйте катодную защиту для предотвращения проникновения водорода.

8. Водородная хрупкость (HE)

Признание:
Водородная хрупкость (HE) — это общий термин для обозначения потери пластичности и последующего растрескивания или разрушения материала из-за поглощения водорода. Часто распознается по внезапному и хрупкому характеру разрушения.

Механизм:
Атомы водорода проникают в структуру решетки металла, что приводит к значительному снижению пластичности и прочности. Под действием напряжения охрупченный материал склонен к растрескиванию и разрушению.

Профилактика:

  • Выбор материала: Используйте материалы, устойчивые к водородной хрупкости.
  • Контроль водорода: Контролируйте воздействие водорода во время производства и обслуживания, чтобы предотвратить его абсорбцию.
  • Защитные покрытия: Наносите покрытия, предотвращающие проникновение водорода в материал.

9. Коррозионное растрескивание под напряжением (КРН)

Признание:
Коррозионное растрескивание под напряжением (SCC) характеризуется наличием мелких трещин, которые обычно зарождаются на поверхности материала и распространяются по его толщине. SCC происходит, когда материал подвергается воздействию определенной коррозионной среды, находясь под растягивающим напряжением.

Механизм:
SCC является результатом комбинированного воздействия растягивающего напряжения и коррозионной среды. Например, SCC, вызванное хлоридом, является распространенной проблемой в нержавеющих сталях, где ионы хлорида способствуют возникновению и распространению трещин под напряжением.

Профилактика:

  • Выбор материала: Выбирайте материалы, устойчивые к конкретному типу КРН, соответствующему окружающей среде.
  • Экологический контроль: Уменьшите концентрацию едких веществ, таких как хлориды, в рабочей среде.
  • Управление стрессом: Используйте отжиг для снятия напряжений и тщательное проектирование, чтобы свести к минимуму остаточные напряжения, которые могут способствовать КРН.

Заключение

Растрескивание под воздействием окружающей среды представляет собой сложную и многогранную проблему для отраслей, где целостность материала имеет решающее значение. Понимание конкретных механизмов, лежащих в основе каждого типа растрескивания, таких как HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE и SCC, имеет важное значение для эффективной профилактики. Внедряя такие стратегии, как выбор материала, управление напряжением, контроль окружающей среды и защитные покрытия, отрасли могут значительно снизить риски, связанные с этими формами растрескивания, обеспечивая безопасность, надежность и долговечность своей инфраструктуры.

По мере развития технологических достижений будут совершенствоваться и методы борьбы с растрескиванием под воздействием окружающей среды, что делает постоянные исследования и разработки жизненно важными для сохранения целостности материалов в постоянно меняющихся условиях.

Строительство резервуаров для хранения нефти: расчет потребности в стальных листах

Как рассчитать количество стальных листов для резервуаров для хранения нефти

/в /от

Строительство резервуаров для хранения нефти требует точного планирования и точных расчетов для обеспечения структурной целостности, безопасности и экономической эффективности. Для резервуаров, построенных с использованием пластины из углеродистой стали, определение количества и расположения этих пластин имеет решающее значение. В этом блоге мы рассмотрим процесс расчета количества стальных пластин, необходимых для строительства трех цилиндрических резервуаров для хранения нефти, используя конкретный пример для иллюстрации соответствующих шагов.

Характеристики проекта

Требования заказчика:

  • Варианты толщины пластины: Пластины из углеродистой стали толщиной 6 мм, 8 мм и 10 мм
  • Размеры пластины: Ширина: 2200 мм, Длина: 6000 мм

Технические характеристики бака:

  • Количество танков: 3
  • Объем индивидуального бака: 3000 кубических метров
  • Высота: 12 метров
  • Диаметр: 15.286 метров

Шаги по расчету количества стальных пластин для трех цилиндрических резервуаров для хранения нефти

Шаг 1: Рассчитайте площадь поверхности одного резервуара.

Площадь поверхности каждого резервуара представляет собой сумму площадей поверхности цилиндрической оболочки, днища и крыши.

1. Рассчитайте окружность и площадь оболочки

2. Рассчитайте площадь дна и крыши

 

Шаг 2: Рассчитайте общую площадь поверхности всех резервуаров.

Шаг 3: Определите необходимое количество стальных пластин.

Шаг 4: Определите толщину пластины

Для оптимизации структурной целостности и стоимости резервуаров следует использовать пластины разной толщины для различных частей каждого резервуара:

  • 6мм пластины: Используется для крыш, где структурная нагрузка ниже.
  • 8мм пластины: Наносить на верхние части корпуса резервуара, где нагрузка умеренная.
  • 10мм пластины: Используется для днищ и нижних частей корпусов, где нагрузка самая высокая из-за веса хранящегося масла.

Шаг 5: Пример распределения пластин для каждого резервуара

Нижние пластины:

  • Требуемая площадь на резервуар: 183,7 квадратных метров
  • Толщина пластины: 10мм
  • Количество пластин на бак: [183.7/13.2] пластины
  • Всего для 3 танков: 14 × 3 пластины

Пластины оболочки:

  • Требуемая площадь на резервуар: 576 квадратных метров
  • Толщина пластины: 10 мм (нижняя часть), 8 мм (верхняя часть)
  • Количество пластин на бак: [576/13.2] пластины
    • Нижняя часть (10 мм): Примерно 22 пластины на бак
    • Верхняя часть (8 мм): Примерно 22 пластины на бак
  • Всего для 3 танков: 44 × 3 пластины

Крышные пластины:

  • Требуемая площадь на резервуар: 183,7 квадратных метров
  • Толщина пластины: 6мм
  • Количество пластин на бак: [183.7/13.2] пластины
  • Всего для 3 танков: 14 × 3 = пластины

Соображения относительно точности расчетов

  • Допуск на коррозию: Учитывайте дополнительную толщину для учета будущей коррозии.
  • Потери: Учитывайте отходы материала из-за резки и подгонки, обычно добавляя 5-10% дополнительного материала.
  • Коды дизайна: Обеспечьте соблюдение соответствующих норм и стандартов проектирования, таких как API 650, при определении толщины пластин и конструкции резервуара.

Заключение

Строительство резервуаров для хранения нефти из пластин из углеродистой стали требует точных расчетов для обеспечения эффективности материала и структурной целостности. Точно определив площадь поверхности и учитывая соответствующую толщину пластин, вы можете оценить количество пластин, необходимых для строительства резервуаров, которые соответствуют отраслевым стандартам и требованиям заказчика. Эти расчеты формируют основу для успешного строительства резервуаров, обеспечивая эффективную закупку материалов и планирование проекта. Будь то новый проект или модернизация существующих резервуаров, этот подход обеспечивает прочные и надежные решения для хранения нефти, которые соответствуют передовым инженерным практикам. Если у вас есть новый проект резервуара для хранения СПГ, авиационного топлива или сырой нефти, пожалуйста, свяжитесь с [email protected] для получения оптимальной цены на стальной лист.

Покрытие 3LPE против покрытия 3LPP

3LPE против 3LPP: комплексное сравнение покрытий трубопроводов

/в /от

Покрытия трубопроводов имеют решающее значение для защиты стальных трубопроводов от коррозии и других факторов окружающей среды. Среди наиболее часто используемых покрытий: 3-слойный полиэтилен (3LPE) и 3-слойный полипропилен (3LPP) покрытия. Оба покрытия обеспечивают надежную защиту, но они различаются по способу нанесения, составу и производительности. В этом блоге будет представлено подробное сравнение покрытий 3LPE и 3LPP, с упором на пять ключевых областей: выбор покрытия, состав покрытия, производительность покрытия, требования к конструкции и процесс строительства.

1. Выбор покрытия

Покрытие 3LPE:

  • Использование: 3LPE широко используется в нефтегазовой промышленности для наземных и морских трубопроводов. Он особенно подходит для сред, где требуется умеренная термостойкость и отличная механическая защита.
  • Диапазон температур: Покрытие 3LPE обычно используется для трубопроводов, работающих при температурах от -40°C до 80°C.
  • Рассмотрение стоимости: 3LPE, как правило, более экономически эффективен, чем 3LPP, что делает его популярным выбором для проектов с ограниченным бюджетом, где требования к температуре находятся в поддерживаемом им диапазоне.

Покрытие 3LPP:

  • Использование: 3LPP предпочитают в высокотемпературных средах, таких как глубоководные морские трубопроводы и трубопроводы, транспортирующие горячие жидкости. Он также используется в областях, где требуется превосходная механическая защита.
  • Диапазон температур: Покрытия 3LPP выдерживают более высокие температуры, обычно от -20°C до 140°C, что делает их пригодными для более требовательных применений.
  • Рассмотрение стоимости: Покрытия 3LPP стоят дороже из-за их превосходной термостойкости и механических свойств, но они необходимы для трубопроводов, работающих в экстремальных условиях.

Резюме выбора: Выбор между 3LPE и 3LPP в первую очередь зависит от рабочей температуры трубопровода, условий окружающей среды и бюджетных соображений. 3LPE идеально подходит для умеренных температур и проектов с ограниченным бюджетом, в то время как 3LPP предпочтительнее для высокотемпературных сред и там, где необходима усиленная механическая защита.

2. Состав покрытия

Состав покрытия 3LPE:

  • Слой 1: наплавляемая эпоксидная смола (FBE): Самый внутренний слой обеспечивает отличную адгезию к стальной основе и действует как основной слой защиты от коррозии.
  • Слой 2: Сополимерный клей: Этот слой связывает слой FBE с верхним полиэтиленовым покрытием, обеспечивая прочную адгезию и дополнительную защиту от коррозии.
  • Слой 3: Полиэтилен (ПЭ): Внешний слой полиэтилена обеспечивает механическую защиту от физических повреждений во время погрузки-разгрузки, транспортировки и установки.

Состав покрытия 3LPP:

  • Слой 1: наплавляемая эпоксидная смола (FBE): Подобно 3LPE, слой FBE в 3LPP служит в качестве первичной защиты от коррозии и связующего слоя.
  • Слой 2: Сополимерный клей: Этот клеевой слой приклеивает FBE к полипропиленовому верхнему покрытию, обеспечивая прочную адгезию.
  • Слой 3: Полипропилен (ПП): Внешний слой полипропилена обеспечивает превосходную механическую защиту и более высокую термостойкость по сравнению с полиэтиленом.

Резюме композиции: Оба покрытия имеют схожую структуру со слоем FBE, сополимерным адгезивом и внешним защитным слоем. Однако материал внешнего слоя отличается — полиэтилен в 3LPE и полипропилен в 3LPP, что приводит к различиям в эксплуатационных характеристиках.

3. Характеристики покрытия

Характеристики покрытия 3LPE:

  • Температурная стойкость: 3LPE хорошо работает в условиях умеренных температур, но может оказаться непригодным для температур, превышающих 80°C.
  • Механическая защита: Внешний слой из полиэтилена обеспечивает отличную устойчивость к физическим повреждениям, что делает его пригодным для использования в наземных и морских трубопроводах.
  • Устойчивость к коррозии: Сочетание слоев FBE и PE обеспечивает надежную защиту от коррозии, особенно во влажной или мокрой среде.
  • Химическая устойчивость: 3LPE обеспечивает хорошую устойчивость к химикатам, но менее эффективен в средах с агрессивным химическим воздействием по сравнению с 3LPP.

Характеристики покрытия 3LPP:

  • Температурная стойкость: 3LPP рассчитан на работу при более высоких температурах, до 140 °C, что делает его идеальным для трубопроводов, транспортирующих горячие жидкости или расположенных в условиях высоких температур.
  • Механическая защита: Полипропиленовый слой обеспечивает превосходную механическую защиту, особенно в глубоководных морских трубопроводах, где внешнее давление и физические нагрузки выше.
  • Устойчивость к коррозии: 3LPP обеспечивает превосходную защиту от коррозии, аналогичную 3LPE, но с более высокими характеристиками в условиях более высоких температур.
  • Химическая устойчивость: 3LPP обладает превосходной химической стойкостью, что делает его более подходящим для сред с агрессивными химикатами или углеводородами.

Резюме производительности: 3LPP превосходит 3LPE в высокотемпературных средах и обеспечивает лучшую механическую и химическую стойкость. Однако 3LPE по-прежнему очень эффективен для умеренных температур и менее агрессивных сред.

4. Требования к строительству

Требования к конструкции 3LPE:

  • Подготовка поверхности: Правильная подготовка поверхности имеет решающее значение для эффективности покрытия 3LPE. Стальная поверхность должна быть очищена и шероховатой для достижения необходимой адгезии для слоя FBE.
  • Условия подачи заявления: Нанесение покрытия 3LPE должно осуществляться в контролируемой среде, чтобы обеспечить надлежащую адгезию каждого слоя.
  • Характеристики толщины: Толщина каждого слоя имеет решающее значение, при этом общая толщина обычно составляет от 1,8 мм до 3,0 мм в зависимости от предполагаемого использования трубопровода.

Требования к строительству 3LPP:

  • Подготовка поверхности: Как и в случае с 3LPE, подготовка поверхности является ключевой. Сталь должна быть очищена от любых загрязнений и зашерохована для обеспечения надлежащей адгезии слоя FBE.
  • Условия подачи заявления: Процесс нанесения 3LPP аналогичен процессу нанесения 3LPE, но часто требует более точного контроля из-за более высокой термостойкости покрытия.
  • Характеристики толщины: Покрытия 3LPP обычно толще, чем 3LPE, общая толщина составляет от 2,0 мм до 4,0 мм в зависимости от конкретного применения.

Краткое описание требований к строительству: Как 3LPE, так и 3LPP требуют тщательной подготовки поверхности и контролируемых условий нанесения. Однако покрытия 3LPP обычно требуют более толстых слоев для достижения их улучшенных защитных качеств.

5. Процесс строительства

Процесс строительства 3LPE:

  1. Очистка поверхности: Стальная труба очищается с помощью таких методов, как абразивоструйная очистка, для удаления ржавчины, окалины и других загрязнений.
  2. Применение FBE: Очищенная труба предварительно нагревается, и слой FBE наносится электростатически, обеспечивая прочное соединение со сталью.
  3. Нанесение клеевого слоя: На слой НЭП наносится сополимерный клей, который приклеивает НЭП к внешнему полиэтиленовому слою.
  4. Применение слоя ПЭ: Полиэтиленовый слой экструдируется на трубу, обеспечивая механическую защиту и дополнительную коррозионную стойкость.
  5. Охлаждение и осмотр: Покрытая труба охлаждается, проверяется на наличие дефектов и подготавливается к транспортировке.

Процесс строительства 3LPP:

  1. Очистка поверхности: Как и в случае с 3LPE, стальная труба тщательно очищается для обеспечения надлежащей адгезии слоев покрытия.
  2. Применение FBE: Слой FBE наносится на предварительно нагретую трубу и служит основным слоем защиты от коррозии.
  3. Нанесение клеевого слоя: Поверх слоя НЭП наносится сополимерный клей, обеспечивающий прочное соединение с полипропиленовым верхним слоем.
  4. Применение слоя ПП: Полипропиленовый слой наносится методом экструзии, обеспечивая превосходную механическую и температурную стойкость.
  5. Охлаждение и осмотр: Трубу охлаждают, проверяют на наличие дефектов и готовят к развертыванию.

Краткое описание процесса строительства: Процессы строительства для 3LPE и 3LPP похожи, с различиями в основном в материалах, используемых для внешнего защитного слоя. Оба процесса требуют тщательного контроля температуры, чистоты и толщины слоя для обеспечения оптимальной производительности.

Заключение

Выбор между покрытиями 3LPE и 3LPP зависит от нескольких факторов, включая рабочую температуру, условия окружающей среды, механическую нагрузку и бюджет.

  • 3ЛПЭ идеально подходит для трубопроводов, работающих при умеренных температурах, и где стоимость является существенным фактором. Он обеспечивает отличную коррозионную стойкость и механическую защиту для большинства наземных и морских применений.
  • 3ЛПП, с другой стороны, является предпочтительным выбором для высокотемпературных сред и приложений, требующих превосходной механической защиты. Его более высокая стоимость оправдана его улучшенными характеристиками в сложных условиях.

Понимание конкретных требований вашего проекта трубопровода имеет важное значение при выборе соответствующего покрытия. Оба покрытия 3LPE и 3LPP имеют свои сильные стороны и области применения, и правильный выбор обеспечит долгосрочную защиту и долговечность вашей трубопроводной инфраструктуры.

Изучение важной роли стальных труб в разведке нефти и газа

/в /от

I. Базовые знания о трубах для нефтегазовой промышленности.

1. Пояснение терминологии

API: Аббревиатура Американский институт нефти.
OCTG: Аббревиатура Нефтяная страна Трубная продукция, включая обсадные трубы для нефти, насосно-компрессорные трубы, бурильные трубы, удлинители, буровые долота, насосные штанги, муфтовые соединения и т. д.
Масляные трубки: НКТ используются в нефтяных скважинах для добычи нефти, газа, закачки воды и кислотного разрыва пласта.
Корпус: Труба, опускаемая с поверхности земли в пробуренную скважину в качестве облицовки для предотвращения обрушения стены.
Бурильная труба: Труба, используемая для бурения скважин.
Линейная труба: Труба, используемая для транспортировки нефти или газа.
Муфты: Цилиндры используются для соединения двух резьбовых труб с внутренней резьбой.
Материал соединения: Труба, используемая для изготовления муфт.
API-потоки: Трубная резьба, указанная в стандарте API 5B, включая круглую резьбу нефтепровода, короткую круглую резьбу обсадной колонны, длинную круглую резьбу обсадной колонны, частичную трапециевидную резьбу обсадной трубы, резьбу линейной трубы и т. д.
Премиум-соединение: Резьбы не API со специальными уплотнительными свойствами, свойствами соединения и другими свойствами.
Неудачи: деформация, разрушение, повреждение поверхности и потеря первоначальной функции в определенных условиях эксплуатации.
Основные формы неудач: дробление, скольжение, разрыв, утечка, коррозия, склеивание, износ и так далее.

2. Стандарты, связанные с нефтью

API Spec 5B, 17-е издание – Спецификация на нарезание резьбы, калибровку и проверку резьбы обсадных, насосно-компрессорных и линейных труб.
API Spec 5L, 46-е издание – Спецификация для линейной трубы
API Spec 5CT, 11-е издание – Спецификация для обсадных и насосно-компрессорных труб
API Spec 5DP, 7-е издание – Спецификация для бурильных труб
API Спецификация 7-1, 2-е издание – Спецификация для элементов вращающейся бурильной колонны
API Спецификация 7-2, 2-е издание – Спецификация на нарезание резьбы и калибровку резьбовых соединений с поворотным буртиком.
API Spec 11B, 24-е издание – Спецификации для насосных штанг, полированных штанг и вкладышей, муфт, грузил, зажимов для полированных штанг, сальников и насосных тройников.
ИСО 3183:2019 – Нефтяная и газовая промышленность – Стальные трубы для систем трубопроводного транспорта
ИСО 11960:2020 – Нефтяная и газовая промышленность – Стальные трубы для использования в качестве обсадных труб или насосно-компрессорных труб для скважин.
NACE MR0175/ISO 15156:2020 – Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для использования в H2S-содержащих средах при добыче нефти и газа.

II. Нефтяные трубки

1. Классификация масляных трубок

Масляные трубки подразделяются на масляные трубки без высадки (NU), масляные трубки с внешней высадкой (EU) и масляные трубки с цельным соединением (IJ). Маслотрубка NU означает, что конец трубки имеет нормальную толщину и непосредственно поворачивает резьбу и подводит муфты. Высаженная трубка означает, что концы обеих трубок высажены снаружи, затем нарезаны резьбы и соединены. Трубка с интегральным соединением означает, что один конец трубы высажен с внешней резьбой, а другой конец высажен с внутренней резьбой и соединен напрямую, без муфт.

2. Функция масляных трубок

① Добыча нефти и газа: после бурения и цементирования нефтяных и газовых скважин насосно-компрессорные трубы помещаются в нефтяную колонну для добычи нефти и газа на землю.
② Закачка воды: если давление в скважине недостаточно, закачайте воду в скважину через НКТ.
③ Закачка пара: при горячей добыче густой нефти пар подается в скважину через изолированные нефтяные насосно-компрессорные трубы.
④ Подкисление и гидроразрыв: на поздней стадии бурения скважин или для улучшения добычи нефтяных и газовых скважин необходимо ввести подкисляющую среду и среду разрыва или отверждающий материал в слой нефти и газа, а среду и отверждающий материал транспортируется по маслопроводу.

3. Марка стали масляных трубок

Марки стали масляных трубок: H40, J55, N80, L80, C90, T95, P110.
N80 разделен на N80-1 и N80Q, оба имеют одинаковые свойства растяжения, два различия - это состояние доставки и различия в производительности, доставка N80-1 в нормализованном состоянии или когда конечная температура прокатки превышает заданную. критическая температура Аг3 и снижение напряжения после охлаждения на воздухе и могут быть использованы для нахождения горячей прокатки взамен нормализованной, ударный и неразрушающий контроль не требуются; N80Q должен быть закален (закален и отпущен). Термическая обработка, ударная функция должны соответствовать положениям API 5CT и должны пройти неразрушающий контроль.
L80 делится на L80-1, L80-9Cr и L80-13Cr. Их механические свойства и состояние поставки одинаковы. Различия в использовании, сложности производства и цене. L80-1 для общего типа, L80-9Cr и L80-13Cr представляют собой трубы с высокой коррозионной стойкостью, сложность производства, дороговизна и обычно используются в скважинах с сильной коррозией.
С90 и Т95 делятся на 1 и 2 типа, а именно С90-1, С90-2 и Т95-1, Т95-2.

4. Обычно используемая марка стали для масляных трубок, название стали и статус доставки.

J55 (37Mn5) Масляные трубки NU: горячекатаные вместо нормализованных.
J55 (37Mn5) Масляные трубки ЕС: полноразмерные, нормализованные после высадки
Н80-1 (36Мн2В) Масляные трубы НУ: горячекатаные вместо нормализованных
N80-1 (36Mn2V) Масляные трубки ЕС: полноразмерные, нормализованные после высадки
N80-Q (30Mn5) Масляные трубки: 30Mn5, закалка по всей длине
L80-1 (30Mn5) Масляные трубки: 30Mn5, закалка по всей длине
P110 (25CrMnMo) Масляные трубки: 25CrMnMo, закалка по всей длине
J55 (37Mn5) Муфта: Горячекатаная онлайн, нормализованная
N80 (28MnTiB) Муфта: закалка по всей длине
L80-1 (28MnTiB) Муфта: закаленная по всей длине
P110 (25CrMnMo) Муфта: закалка по всей длине

III. Обсадная труба

1. Классификация и роль кожуха

Обсадная колонна представляет собой стальную трубу, поддерживающую стенки нефтяных и газовых скважин. В каждой скважине используется несколько слоев обсадной колонны в зависимости от глубины бурения и геологических условий. Цемент используется для цементирования обсадной колонны после ее спуска в скважину и в отличие от нефтепроводных и бурильных труб не подлежит повторному использованию и относится к одноразовым расходным материалам. Таким образом, на потребление обсадных труб приходится более 70 процентов всех труб нефтяных скважин. В зависимости от использования обсадную колонну можно разделить на кондукторную, промежуточную, эксплуатационную и хвостовиковую, а их конструкции в нефтяных скважинах показаны на рисунке 1.

①Корпус проводника: Обычно используются классы API K55, J55 или H40, кондукторная колонна стабилизирует устье скважины и изолирует неглубокие водоносные горизонты диаметром обычно около 20 или 16 дюймов.

②Промежуточный корпус: Промежуточная обсадная колонна, часто изготовленная из марок API K55, N80, L80 или P110, используется для изоляции нестабильных пластов и зон с переменным давлением, с типичным диаметром 13 3/8 дюйма, 11 3/4 дюйма или 9 5/8 дюйма. .

③Производственный корпус: Эксплуатационная колонна, изготовленная из высококачественной стали марок API J55, N80, L80, P110 или Q125, рассчитана на выдерживание производственного давления и обычно имеет диаметры 9 5/8 дюйма, 7 дюймов или 5 1/2 дюйма.

④Корпус вкладыша: Хвостовики расширяют ствол скважины в пласт, используя такие материалы, как API классов L80, N80 или P110, с типичным диаметром 7 дюймов, 5 дюймов или 4 1/2 дюйма.

⑤Трубки: Трубопроводы, предназначенные для транспортировки углеводородов на поверхность, имеют классы API J55, L80 или P110 и доступны диаметром 4 1/2 дюйма, 3 1/2 дюйма или 2 7/8 дюйма.

IV. Бурильная труба

1. Классификация и назначение труб для буровых инструментов.

Бурильная труба квадратного сечения, бурильная труба, утяжеленная бурильная труба и утяжеленная бурильная труба в буровых инструментах образуют бурильную трубу. Бурильная труба — это инструмент колонкового бурения, который перемещает буровое долото от земли к залу скважины, а также является каналом от земли к залу скважины. У него три основные роли:

① Для передачи крутящего момента на сверло для сверления;

② Чтобы ослабить давление горной породы на дне скважины, опираться на свой вес на буровое долото;

③ Для транспортировки промывочной жидкости, то есть бурового раствора через землю с помощью буровых насосов высокого давления, буровой колонны в поток скважины в забой скважины для промывки обломков породы и охлаждения бурового долота, а также переноса обломков породы. через внешнюю поверхность колонны и стенку скважины между затрубным пространством, чтобы вернуться на землю, чтобы достичь цели бурения скважины.

Бурильная труба в процессе бурения выдерживает различные сложные знакопеременные нагрузки, такие как растяжение, сжатие, кручение, изгиб и другие напряжения, внутренняя поверхность также подвергается размыву буровым раствором под высоким давлением и коррозии.
(1) Квадратная бурильная труба: Квадратные бурильные трубы бывают двух видов: четырехугольные и шестиугольные. Китайские нефтяные бурильные трубы в каждом наборе бурильных колонн обычно используют бурильные трубы четырехугольного типа. Его характеристики: 63,5 мм (2-1/2 дюйма), 88,9 мм (3-1/2 дюйма), 107,95 мм (4-1/4 дюйма), 133,35 мм (5-1/4 дюйма), 152,4 мм ( 6 дюймов) и так далее. Обычно используемая длина составляет 12–14,5 м.
(2) Бурильная труба: Бурильная труба является основным инструментом для бурения скважин, соединенным с нижним концом квадратной бурильной трубы, и по мере того, как бурящая скважина продолжает углубляться, бурильная труба продолжает удлинять бурильную колонну одну за другой. Технические характеристики бурильных труб: 60,3 мм (2-3/8 дюйма), 73,03 мм (2-7/8 дюйма), 88,9 мм (3-1/2 дюйма), 114,3 мм (4-1/2 дюйма). , 127 мм (5 дюймов), 139,7 мм (5-1/2 дюйма) и так далее.
(3) Бурильная труба для тяжелых условий эксплуатации: Утяжеленная бурильная труба представляет собой переходный инструмент, соединяющий бурильную трубу и утяжеленную бурильную трубу, который позволяет улучшить силовое состояние бурильной трубы и увеличить давление на буровое долото. Основные характеристики утяжеленной бурильной трубы: 88,9 мм (3-1/2 дюйма) и 127 мм (5 дюймов).
(4) Удлинитель: УБТ соединена с нижней частью бурильной трубы, которая представляет собой специальную толстостенную трубу, обладающую высокой жесткостью, оказывающую давление на буровое долото для разрушения породы и играющую направляющую роль при бурении прямой скважины. Обычные характеристики удлинителей: 158,75 мм (6-1/4 дюйма), 177,85 мм (7 дюймов), 203,2 мм (8 дюймов), 228,6 мм (9 дюймов) и так далее.

В. Линейная труба

1. Классификация линейных труб

Линейные трубы используются в нефтегазовой промышленности для транспортировки нефти, очищенной нефти, природного газа и водопроводов с аббревиатурой стальных труб. Транспортировочные нефте- и газопроводы в основном делятся на магистральные трубопроводы, трубопроводы-отводы и трубопроводы городской трубопроводной сети. Три вида магистральных трубопроводов обычных спецификаций для диаметра 406 ~ 1219 мм, толщины стенок 10 ~ 25 мм, марки стали X42 ~ X80. ; Трубопроводы-отводы и трубопроводы городских трубопроводов обычно имеют диаметр ∅114 ~ 700 мм, толщину стенок 6 ~ 20 мм, марку стали X42 ~ X80. Марка стали Х42～Х80. Линейные трубы бывают сварного и бесшовного типа. Сварные линейные трубы используются чаще, чем бесшовные.

2. Стандарт линейной трубы

API Spec 5L – Спецификация для линейных труб
ISO 3183 – Нефтяная и газовая промышленность. Стальные трубы для систем трубопроводного транспорта

3. PSL1 и PSL2

PSL — это аббревиатура Уровень спецификации продукта. Уровень спецификации продукции для линейных труб разделен на PSL 1 и PSL 2, можно также сказать, что уровень качества разделен на PSL 1 и PSL 2. PSL 2 выше, чем PSL 1, два уровня спецификации не только имеют разные требования к испытаниям, но требования к химическому составу и механическим свойствам разные, поэтому в соответствии с заказом API 5L условия контракта помимо указания спецификаций, марки стали и других общих показателей, также должны указывать уровень спецификации продукта, то есть PSL. 1 или ПСЛ 2. ПСЛ 2 по химическому составу, свойствам растяжения, ударной мощности, неразрушающему контролю и другим показателям строже ПСЛ 1.

4. Марка стали, химический состав и механические свойства трубопроводных труб.

Марка стали линейных труб от низкой до высокой делится на: А25, А, Б, Х42, Х46, Х52, Х60, Х65, Х70 и Х80. Подробную информацию о химическом составе и механических свойствах см. в спецификации API 5L, 46-е издание.

5. Требования к гидростатическим испытаниям и неразрушающему контролю трубопроводов.

Линейная труба должна подвергаться гидравлическим испытаниям ветвей за ветками, а стандарт не допускает неразрушающего создания гидравлического давления, что также является большой разницей между стандартом API и нашими стандартами. PSL 1 не требует неразрушающего контроля, PSL 2 должен представлять собой поэтапный неразрушающий контроль.

VI. Премиум-соединения

1. Введение Премиум-подключений

Premium Connection — это трубная резьба особой структуры, отличающаяся от резьбы API. Хотя существующий масляный кожух с резьбой API широко используется при эксплуатации нефтяных скважин, его недостатки ясно проявляются в особых условиях некоторых нефтяных месторождений: колонна труб с круглой резьбой API, хотя ее характеристики уплотнения лучше, растягивающее усилие, воспринимаемое резьбовым часть эквивалентна только прочности тела трубы от 601ТП3Т до 801ТП3Т, поэтому ее нельзя использовать при эксплуатации глубоких скважин; колонна труб с трапециевидной резьбой, смещенная по API, хотя ее характеристики на растяжение намного выше, чем у соединения с круглой резьбой API, ее характеристики уплотнения не так хороши. Хотя прочность колонны на растяжение намного выше, чем у соединения с круглой резьбой API, ее герметичность не очень хорошая, поэтому ее нельзя использовать при эксплуатации газовых скважин высокого давления; кроме того, резьбовая смазка может выполнять свою роль только в среде с температурой ниже 95℃, поэтому ее нельзя использовать при эксплуатации высокотемпературных скважин.

По сравнению с соединениями с круглой резьбой API и частичной трапециевидной резьбой соединение премиум-класса достигло революционного прогресса в следующих аспектах:

(1) Хорошая герметизация благодаря эластичности и конструкции металлической уплотнительной конструкции делает газовое уплотнение соединения устойчивым к достижению предела тела НКТ в пределах давления текучести;

(2) Высокая прочность соединения, соединяющегося со специальной пряжкой масляного кожуха, прочность соединения достигает или превышает прочность корпуса НКТ, что позволяет фундаментально решить проблему проскальзывания;

(3) Благодаря выбору материала и совершенствованию процесса обработки поверхности в основном решена проблема прилипания пряжки;

(4) Путем оптимизации конструкции, чтобы распределение напряжений в соединениях было более разумным и более способствовало устойчивости к коррозии под напряжением;

(5) Благодаря плечевой структуре разумной конструкции, чтобы было легче выполнять операцию с пряжкой.

В настоящее время нефтегазовая промышленность может похвастаться более чем 100 запатентованными соединениями премиум-класса, представляющими собой значительные достижения в технологии труб. Эти специализированные конструкции резьбы обеспечивают превосходные возможности герметизации, повышенную прочность соединения и повышенную устойчивость к воздействию окружающей среды. Решая такие проблемы, как высокое давление, коррозионные среды и экстремальные температуры, эти инновации обеспечивают большую надежность и эффективность при эксплуатации нефтяных скважин по всему миру. Постоянные исследования и разработки соединений премиум-класса подчеркивают их ключевую роль в поддержке более безопасных и производительных методов бурения, отражая постоянную приверженность технологическому совершенству в энергетическом секторе.

Соединение VAM®: Соединения VAM®, известные своей надежной работой в сложных условиях эксплуатации, отличаются передовой технологией уплотнения металл-металл и возможностью высокого крутящего момента, обеспечивая надежную работу в глубоких скважинах и пластах высокого давления.

Серия клинов TenarisHydril: В этой серии представлен ряд соединений, таких как Blue®, Dopeless® и Wedge 521®, известных своей исключительной газонепроницаемостью и устойчивостью к силам сжатия и растяжения, что повышает эксплуатационную безопасность и эффективность.

ТТГ® Синий: В соединениях TSH® Blue, разработанных компанией Tenaris, используется запатентованная конструкция с двойным буртиком и высокопроизводительный профиль резьбы, обеспечивающий превосходную усталостную прочность и простоту свинчивания в критических условиях бурения.

Соединение Grant Prideco™ XT®: Соединения XT®, разработанные NOV, включают уникальное уплотнение «металл-металл» и прочную форму резьбы, обеспечивающие превосходную крутящую способность и устойчивость к истиранию, тем самым продлевая срок службы соединения.

Соединение Hunting Seal-Lock®: Соединение Seal-Lock® от Hunting, обладающее уплотнением «металл-металл» и уникальным профилем резьбы, известно своей превосходной устойчивостью к давлению и надежностью как при бурении на суше, так и на море.

Заключение

В заключение, сложная сеть труб, имеющих решающее значение для нефтегазовой промышленности, включает в себя широкий спектр специализированного оборудования, предназначенного для работы в суровых условиях и сложных эксплуатационных требований. От фундаментных обсадных труб, поддерживающих и защищающих стенки скважин, до универсальных труб, используемых в процессах добычи и закачки, каждый тип труб служит определенной цели при разведке, добыче и транспортировке углеводородов. Такие стандарты, как спецификации API, обеспечивают единообразие и качество всех этих труб, а такие инновации, как соединения премиум-класса, повышают производительность в сложных условиях. По мере развития технологий эти критически важные компоненты продолжают совершенствоваться, обеспечивая эффективность и надежность глобальных энергетических операций. Понимание этих труб и их характеристик подчеркивает их незаменимую роль в инфраструктуре современного энергетического сектора.

Супер 13Cr SMSS 13Cr Обсадные трубы и трубы

SMSS 13Cr и DSS 22Cr в среде H₂S/CO₂-нефть-вода

/в /от

Коррозионное поведение супермартенситной нержавеющей стали (СМСС) 13Cr и дуплексная нержавеющая сталь (DSS) 22Cr в среде H₂S/CO₂-масло-вода представляют значительный интерес, особенно в нефтегазовой промышленности, где эти материалы часто подвергаются воздействию таких суровых условий. Вот обзор того, как каждый материал ведет себя в этих условиях:

1. Супермартенситная нержавеющая сталь (SMSS) 13Cr:

  • Состав: SMSS 13Cr обычно содержит около 12-14% хрома с небольшими количествами никеля и молибдена. Высокое содержание хрома придает ему хорошую устойчивость к коррозии, а мартенситная структура обеспечивает высокую прочность.
  • Коррозионное поведение:
    • CO₂ Коррозия: SMSS 13Cr демонстрирует умеренную устойчивость к коррозии CO₂, в первую очередь за счет образования защитного слоя оксида хрома. Однако в присутствии CO₂ существует риск локальной коррозии, такой как точечная и щелевая коррозия.
    • H₂S Коррозия: Присутствие H₂S увеличивает риск сульфидного растрескивания под напряжением (SSC) и водородной хрупкости. SMSS 13Cr в некоторой степени устойчив, но не застрахован от этих форм коррозии, особенно при более высоких температурах и давлениях.
    • Нефтяно-водная среда: Присутствие масла иногда может создать защитный барьер, уменьшая воздействие на металлическую поверхность коррозионных агентов. Однако вода, особенно в виде рассола, может быть очень агрессивной. Баланс масляной и водной фаз может существенно влиять на общую скорость коррозии.
  • Общие проблемы:
    • Сульфидное растрескивание под напряжением (SSC): Мартенситная структура, хотя и прочная, подвержена SSC в присутствии H₂S.
    • Питтинговая и щелевая коррозия: Это серьезная проблема, особенно в средах с хлоридами и CO₂.

2. Дуплексная нержавеющая сталь (DSS) 22Cr:

  • Состав: DSS 22Cr содержит около 22% хрома, примерно 5% никеля, 3% молибдена и сбалансированную аустенитно-ферритную микроструктуру. Это придает DSS отличную коррозионную стойкость и высокую прочность.
  • Коррозионное поведение:
    • CO₂ Коррозия: DSS 22Cr обладает более высокой стойкостью к коррозии CO₂ по сравнению с SMSS 13Cr. Высокое содержание хрома и присутствие молибдена помогают сформировать стабильный и защитный оксидный слой, устойчивый к коррозии.
    • H₂S Коррозия: DSS 22Cr обладает высокой устойчивостью к коррозии, вызванной H₂S, включая SSC и водородное охрупчивание. Сбалансированная микроструктура и состав сплава помогают снизить эти риски.
    • Нефтяно-водная среда: DSS 22Cr хорошо работает в смешанных масляно-водяных средах, сопротивляясь как общей, так и локальной коррозии. Присутствие масла может повысить коррозионную стойкость за счет образования защитной пленки, но для DSS 22Cr это менее критично из-за присущей ему коррозионной стойкости.
  • Общие проблемы:
    • Коррозионное растрескивание под напряжением (SCC): Несмотря на то, что DSS 22Cr более устойчив, чем SMSS 13Cr, он все же может быть восприимчив к SCC при определенных условиях, например, при высоких концентрациях хлоридов при повышенных температурах.
    • Локальная коррозия: DSS 22Cr, как правило, очень устойчив к точечной и щелевой коррозии, но в экстремальных условиях они все же могут возникнуть.

Сравнительное резюме:

  • Устойчивость к коррозии: DSS 22Cr обычно обеспечивает превосходную коррозионную стойкость по сравнению с SMSS 13Cr, особенно в средах, содержащих как H₂S, так и CO₂.
  • Прочность и выносливость: SMSS 13Cr имеет более высокую прочность, но более подвержен таким коррозионным проблемам, как сульфидное растрескивание и питтинговая коррозия.
  • Пригодность применения: DSS 22Cr часто предпочтительнее в средах с более высоким риском коррозии, например, с высоким уровнем H₂S и CO₂, тогда как SMSS 13Cr может быть выбран для применений, требующих более высокой прочности, где риск коррозии умеренный.

Заключение:

При выборе между SMSS 13Cr и DSS 22Cr для использования в средах H₂S/CO₂-масло-вода, DSS 22Cr обычно является лучшим выбором для устойчивости к коррозии, особенно в более агрессивных средах. Однако при принятии окончательного решения следует учитывать конкретные условия, включая температуру, давление и относительную концентрацию H₂S и CO₂.