NACE MR0175 vs NACE MR0103

Vad är skillnaden mellan NACE MR0175 och NACE MR0103?

/i /av

I industrier som olja och gas, där utrustning och infrastruktur rutinmässigt utsätts för tuffa miljöer, är valet av material som tål korrosiva förhållanden avgörande. Två nyckelstandarder som styr materialval för miljöer som innehåller svavelväte (H₂S). NACE MR0175 och NACE MR0103. Även om båda standarderna syftar till att förhindra sulfidspänningssprickning (SSC) och andra former av väte-inducerad skada, är de designade för olika applikationer och miljöer. Den här bloggen ger en omfattande översikt över skillnaderna mellan dessa två viktiga standarder.

Introduktion till NACE-standarder

NACE International, nu en del av Association for Materials Protection and Performance (AMPP), utvecklade både NACE MR0175 och NACE MR0103 för att ta itu med utmaningarna från sura servicemiljöer – de som innehåller H₂S. Dessa miljöer kan leda till olika former av korrosion och sprickbildning, vilket kan äventyra materialens integritet och potentiellt leda till katastrofala fel. Det primära syftet med dessa standarder är att ge riktlinjer för val av material som kan motstå dessa skadliga effekter.

Omfattning och tillämpning

NACE MR0175

  • Primärt fokus: NACE MR0175, även känd som ISO 15156, är främst avsedd för uppströms olje- och gasindustrin. Detta inkluderar prospektering, borrning, produktion och transport av kolväten.
  • Miljö: Standarden omfattar material som används i sura servicemiljöer som förekommer vid olje- och gasproduktion. Detta inkluderar borrhålsutrustning, brunnshuvudkomponenter, rörledningar och raffinaderier.
  • Global användning: NACE MR0175 är en globalt erkänd standard och används i stor utsträckning i uppströms olje- och gasverksamheter för att säkerställa materialsäkerhet och tillförlitlighet i sura miljöer.

NACE MR0103

  • Primärt fokus: NACE MR0103 är speciellt utformad för raffinerings- och petrokemisk industri, med fokus på nedströmsverksamhet.
  • Miljö: Standarden gäller processanläggningar där svavelväte förekommer, särskilt i våta H₂S-miljöer. Den är skräddarsydd för de förhållanden som finns i raffineringsenheter som hydroprocessingsenheter, där risken för sulfidspänningssprickning är betydande.
  • Branschspecifikt: Till skillnad från NACE MR0175, som används i ett bredare spektrum av tillämpningar, är NACE MR0103 mer snävt inriktat på raffineringssektorn.

Materialkrav

NACE MR0175

  • Materialalternativ: NACE MR0175 erbjuder ett brett utbud av materialalternativ, inklusive kolstål, låglegerade stål, rostfria stål, nickelbaserade legeringar och mer. Varje material kategoriseras utifrån dess lämplighet för specifika sura miljöer.
  • Kompetens: Material måste uppfylla stränga kriterier för att vara kvalificerade för användning, inklusive motstånd mot SSC, väte-inducerad sprickbildning (HIC) och sulfidspänningskorrosion (SSCC).
  • Miljögränser: Standarden definierar gränser för H₂S-partialtryck, temperatur, pH och andra miljöfaktorer som avgör materialets lämplighet för sur service.

NACE MR0103

  • Materialkrav: NACE MR0103 fokuserar på material som kan motstå SSC i raffineringsmiljön. Det ger specifika kriterier för material som kolstål, låglegerade stål och vissa rostfria stål.
  • Förenklade riktlinjer: Jämfört med MR0175 är materialvalsriktlinjerna i MR0103 enklare och återspeglar de mer kontrollerade och konsekventa förhållandena som vanligtvis finns vid raffineringsoperationer.
  • Tillverkningsprocesser: Standarden beskriver också krav för svetsning, värmebehandling och tillverkning för att säkerställa att material bibehåller sin motståndskraft mot sprickbildning.

Certifiering och efterlevnad

NACE MR0175

  • Certifiering: Överensstämmelse med NACE MR0175 krävs ofta av tillsynsorgan och är avgörande för att säkerställa säkerheten och tillförlitligheten hos utrustning i sur olje- och gasverksamhet. Standarden hänvisas till i många internationella regler och kontrakt.
  • Dokumentation: Detaljerad dokumentation krävs vanligtvis för att visa att material uppfyller de specifika kriterierna i MR0175. Detta inkluderar kemisk sammansättning, mekaniska egenskaper och testning av motståndskraft mot sura driftsförhållanden.

NACE MR0103

  • Certifiering: Överensstämmelse med NACE MR0103 krävs vanligtvis i kontrakt för utrustning och material som används i raffinering och petrokemiska anläggningar. Det säkerställer att de utvalda materialen kan motstå de specifika utmaningar som raffinaderimiljöer innebär.
  • Förenklade krav: Även om de fortfarande är rigorösa är dokumentations- och testkraven för MR0103-överensstämmelse ofta mindre komplexa än för MR0175, vilket återspeglar de olika miljöförhållandena och riskerna vid raffinering jämfört med uppströmsdrift.

Testning och kvalificering

NACE MR0175

  • Rigorösa tester: Material måste genomgå omfattande tester, inklusive laboratorietester för SSC, HIC och SSCC, för att kvalificera sig för användning i sura miljöer.
  • Globala standarder: Standarden överensstämmer med internationella testprocedurer och kräver ofta att material uppfyller stränga prestandakriterier under de tuffaste förhållanden som finns i olje- och gasverksamhet.

NACE MR0103

  • Riktad testning: Testkraven är fokuserade på de specifika förhållandena i raffinaderimiljöer. Detta inkluderar testning av motståndskraft mot vått H₂S, SSC och andra relevanta former av sprickbildning.
  • Applikationsspecifik: Testprotokollen är skräddarsydda för behoven av raffineringsprocesser, som vanligtvis involverar mindre svåra förhållanden än de som finns i uppströmsdrift.

Slutsats

Medan NACE MR0175 och NACE MR0103 båda har den avgörande funktionen att förhindra sulfidspänningssprickor och andra former av miljösprickor i sura servicemiljöer, är de designade för olika tillämpningar.

  • NACE MR0175 är standarden för uppströms olje- och gasverksamhet, som täcker ett brett utbud av material och miljöförhållanden med rigorösa test- och kvalificeringsprocesser.
  • NACE MR0103 är skräddarsytt för raffineringsindustrin, med fokus på nedströmsverksamhet med enklare och mer riktade materialvalskriterier.

Att förstå skillnaderna mellan dessa standarder är avgörande för att välja rätt material för din specifika applikation och säkerställa säkerheten, tillförlitligheten och livslängden för din infrastruktur i miljöer där svavelväte förekommer.

Väte-inducerad sprickbildning HIC

Miljösprickning: HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE, SCC

/i /av

I industrier där material utsätts för tuffa miljöer – som olja och gas, kemisk bearbetning och kraftgenerering – är det viktigt att förstå och förhindra miljösprickor. Dessa typer av sprickbildning kan leda till katastrofala fel, dyra reparationer och betydande säkerhetsrisker. Det här blogginlägget kommer att ge en detaljerad och professionell översikt över de olika formerna av miljösprickor, inklusive deras erkännande, underliggande mekanismer och strategier för förebyggande.

1. Väteblåsor (HB)

Erkännande:
Väteblåsor kännetecknas av bildandet av blåsor eller utbuktningar på ytan av ett material. Dessa blåsor är resultatet av väteatomer som penetrerar materialet och ackumuleras vid inre defekter eller inneslutningar och bildar vätemolekyler som skapar lokaliserat högt tryck.

Mekanism:
Väteatomer diffunderar in i materialet, vanligtvis kolstål, och rekombineras till molekylärt väte vid platser med föroreningar eller hålrum. Trycket från dessa vätemolekyler skapar blåsor, vilket kan försvaga materialet och leda till ytterligare nedbrytning.

Förebyggande:

  • Materialval: Användning av material med låg förorening, särskilt stål med låg svavelhalt.
  • Skyddsbeläggningar: Applicering av beläggningar som förhindrar inträngning av väte.
  • Katodiskt skydd: Implementering av katodiska skyddssystem för att minska väteabsorptionen.

2. Väte-inducerad sprickbildning (HIC)

Erkännande:
Väte-inducerad sprickbildning (HIC) identifieras av inre sprickor som ofta löper parallellt med materialets rullriktning. Dessa sprickor är vanligtvis belägna längs korngränserna och sträcker sig inte till materialets yta, vilket gör dem svåra att upptäcka tills betydande skada har inträffat.

Mekanism:
På samma sätt som väteblåsor kommer väteatomer in i materialet och rekombinerar för att bilda molekylärt väte i inre håligheter eller inneslutningar. Trycket som genereras av dessa molekyler orsakar inre sprickor, vilket äventyrar materialets strukturella integritet.

Förebyggande:

  • Materialval: Välj lågsvavliga stål med minskade halter av föroreningar.
  • Värmebehandling: Använd lämpliga värmebehandlingsprocesser för att förfina materialets mikrostruktur.
  • Skyddsåtgärder: Använd beläggningar och katodiskt skydd för att förhindra väteabsorption.

3. Stressorienterad väte-inducerad sprickbildning (SOHIC)

Erkännande:
SOHIC är en form av väte-inducerad sprickbildning som uppstår i närvaro av yttre dragspänning. Det känns igen på ett karakteristiskt stegvis eller trappliknande sprickmönster, som ofta observeras nära svetsar eller andra områden med hög belastning.

Mekanism:
Kombinationen av väte-inducerad sprickbildning och dragspänning leder till ett mer allvarligt och distinkt sprickmönster. Närvaron av stress förvärrar effekterna av väteförsprödning, vilket gör att sprickan fortplantar sig stegvis.

Förebyggande:

  • Stresshantering: Genomför avstressningsbehandlingar för att minska kvarvarande påfrestningar.
  • Materialval: Använd material med högre motståndskraft mot väteförsprödning.
  • Skyddsåtgärder: Applicera skyddande beläggningar och katodiskt skydd.

4. Sulfid Stress Cracking (SSC)

Erkännande:
Sulfidspänningssprickning (SSC) visar sig som spröda sprickor i höghållfasta stål som utsätts för miljöer som innehåller svavelväte (H₂S). Dessa sprickor är ofta intergranulära och kan fortplanta sig snabbt under dragpåkänning, vilket leder till plötsliga och katastrofala fel.

Mekanism:
I närvaro av vätesulfid absorberas väteatomer av materialet, vilket leder till sprödhet. Denna sprödhet minskar materialets förmåga att motstå dragpåkänning, vilket resulterar i spröd brott.

Förebyggande:

  • Materialval: Användning av sur-service-beständiga material med kontrollerade hårdhetsnivåer.
  • Miljökontroll: Minska exponeringen för vätesulfid eller använda inhibitorer för att minimera dess påverkan.
  • Skyddsbeläggningar: Applicering av beläggningar för att fungera som barriärer mot vätesulfid.

5. Stegvis sprickbildning (SWC)

Erkännande:
Stegvis sprickbildning, även känd som stegvis vätesprickning, förekommer i höghållfasta stål, särskilt i svetsade strukturer. Det känns igen av ett sicksack- eller trappliknande sprickmönster, vanligtvis observerat nära svetsar.

Mekanism:
Stegvis sprickbildning uppstår på grund av de kombinerade effekterna av väteförsprödning och kvarvarande spänningar från svetsning. Sprickan fortplantar sig stegvis och följer den svagaste vägen genom materialet.

Förebyggande:

  • Värmebehandling: Använd värmebehandlingar före och efter svetsning för att minska kvarvarande spänningar.
  • Materialval: Välj material med bättre motståndskraft mot väteförsprödning.
  • Hydrogen Bake-Out: Implementera väte-bake-out-procedurer efter svetsning för att avlägsna absorberat väte.

6. Spänningszinksprickor (SZC)

Erkännande:
Spänningszinksprickning (SZC) förekommer i zinkbelagda (galvaniserade) stål. Det känns igen av intergranulära sprickor som kan leda till delaminering av zinkbeläggningen och efterföljande strukturella fel på det underliggande stålet.

Mekanism:
SZC orsakas av kombinationen av dragspänning i zinkbeläggningen och exponering för en korrosiv miljö. Spänningen i beläggningen, tillsammans med miljöfaktorer, leder till intergranulär sprickbildning och brott.

Förebyggande:

  • Beläggningskontroll: Säkerställ rätt tjocklek på zinkbeläggningen för att undvika överdriven stress.
  • Designöverväganden: Undvik skarpa kurvor och hörn som koncentrerar stress.
  • Miljökontroll: Minska exponeringen för frätande miljöer som kan förvärra sprickbildning.

7. Hydrogen Stress Cracking (HSC)

Erkännande:
Hydrogen stress cracking (HSC) är en form av väteförsprödning som uppstår i höghållfasta stål som utsätts för väte. Det kännetecknas av plötslig spröd fraktur under dragspänning.

Mekanism:
Väteatomer diffunderar in i stålet och orsakar sprödhet. Denna sprödhet minskar avsevärt materialets seghet, vilket gör det benäget att spricka och plötsligt fel under stress.

Förebyggande:

  • Materialval: Välj material med lägre känslighet för väteförsprödning.
  • Miljökontroll: Minimera exponeringen av väte under bearbetning och service.
  • Skyddsåtgärder: Applicera skyddande beläggningar och använd katodiskt skydd för att förhindra inträngning av väte.

8. Väteförsprödning (HE)

Erkännande:
Väteförsprödning (HE) är en allmän term för förlust av duktilitet och efterföljande sprickbildning eller brott i ett material på grund av absorption av väte. Det känns ofta igen av frakturens plötsliga och spröda natur.

Mekanism:
Väteatomer kommer in i metallens gitterstruktur, vilket orsakar en betydande minskning av duktilitet och seghet. Under stress är det spröda materialet benäget att spricka och misslyckas.

Förebyggande:

  • Materialval: Använd material som är resistenta mot väteförsprödning.
  • Vätgaskontroll: Hantera väteexponering under tillverkning och service för att förhindra absorption.
  • Skyddsbeläggningar: Applicera beläggningar som förhindrar att väte kommer in i materialet.

9. Spänningskorrosion (SCC)

Erkännande:
Spänningskorrosion (SCC) kännetecknas av förekomsten av fina sprickor som vanligtvis initieras vid materialets yta och fortplantar sig genom dess tjocklek. SCC uppstår när ett material utsätts för en specifik korrosiv miljö under dragpåkänning.

Mekanism:
SCC är ett resultat av de kombinerade effekterna av dragspänning och en korrosiv miljö. Till exempel är kloridinducerad SCC ett vanligt problem i rostfria stål, där kloridjoner underlättar sprickinitiering och fortplantning under stress.

Förebyggande:

  • Materialval: Välj material med motståndskraft mot den specifika typ av SCC som är relevant för miljön.
  • Miljökontroll: Minska koncentrationen av frätande ämnen, såsom klorider, i driftsmiljön.
  • Stresshantering: Använd avspänningsglödgning och noggrann design för att minimera kvarvarande spänningar som kan bidra till SCC.

Slutsats

Miljöknäckning är en komplex och mångfacetterad utmaning för industrier där materialintegritet är avgörande. Att förstå de specifika mekanismerna bakom varje typ av sprickbildning - såsom HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE och SCC - är avgörande för effektivt förebyggande. Genom att implementera strategier som materialval, stresshantering, miljökontroll och skyddande beläggningar kan industrier avsevärt minska riskerna förknippade med dessa former av sprickbildning, vilket säkerställer säkerheten, tillförlitligheten och livslängden för deras infrastruktur.

I takt med att tekniska framsteg fortsätter att utvecklas kommer också metoderna för att bekämpa miljösprickor, vilket gör pågående forskning och utveckling avgörande för att upprätthålla materialintegritet i ständigt krävande miljöer.

Konstruera oljelagringstankar: Beräkna stålplåtskrav

Hur man beräknar antalet stålplåtar för oljelagringstankar

/i /av

Att bygga oljelagringstankar innebär exakt planering och noggranna beräkningar för att säkerställa strukturell integritet, säkerhet och kostnadseffektivitet. För tankar konstruerade med hjälp av kolstålplattor, att bestämma mängden och arrangemanget av dessa plattor är avgörande. I den här bloggen kommer vi att utforska processen för att beräkna antalet stålplåtar som behövs för att bygga tre cylindriska oljelagringstankar, med hjälp av ett specifikt exempel för att illustrera stegen som är involverade.

Projektspecifikationer

Kundkrav:

  • Platttjockleksalternativ: 6 mm, 8 mm och 10 mm kolstålplattor
  • Tallrikens mått: Bredd: 2200mm, Längd: 6000mm

Tankspecifikationer:

  • Antal tankar: 3
  • Individuell tankvolym: 3 000 kubikmeter
  • Höjd: 12 meter
  • Diameter: 15.286 meter

Steg för att beräkna mängden stålplåt för tre cylindriska oljetankar

Steg 1: Beräkna ytarean för en enskild tank

Ytarean på varje tank är summan av ytareorna på det cylindriska skalet, botten och taket.

1. Beräkna omkretsen och skalarean

2. Beräkna arean av botten och taket

 

Steg 2: Beräkna den totala ytan för alla tankar

Steg 3: Bestäm antalet stålplåtar som krävs

Steg 4: Tilldela plåttjocklek

För att optimera tankarnas strukturella integritet och kostnad, allokera olika plåttjocklekar för olika delar av varje tank:

  • 6 mm plattor: Används för taken, där den strukturella spänningen är lägre.
  • 8 mm plattor: Applicera på de övre delarna av tankskalen, där belastningen är måttlig.
  • 10 mm plattor: Används för botten och nedre sektioner av skalen, där belastningen är högst på grund av vikten av den lagrade oljan.

Steg 5: Exempeltilldelning av plattor för varje tank

Bottenplattor:

  • Erforderlig yta per tank: 183,7 kvadratmeter
  • Platttjocklek: 10 mm
  • Antal plattor per tank: [183.7/13.2] tallrikar
  • Totalt för 3 tankar: 14 × 3 tallrikar

Skalplattor:

  • Erforderlig yta per tank: 576 kvadratmeter
  • Platttjocklek: 10 mm (nedre delen), 8 mm (övre delen)
  • Antal plattor per tank: [576/13.2] tallrikar
    • Nedre sektion (10 mm): Cirka 22 plattor per tank
    • Övre sektion (8 mm): Cirka 22 plattor per tank
  • Totalt för 3 tankar: 44 × 3 tallrikar

Takplåtar:

  • Erforderlig yta per tank: 183,7 kvadratmeter
  • Platttjocklek: 6 mm
  • Antal plattor per tank: [183.7/13.2] tallrikar
  • Totalt för 3 tankar: 14 × 3 = tallrikar

Överväganden för exakta beräkningar

  • Korrosionstillägg: Inkludera ytterligare tjocklek för att ta hänsyn till framtida korrosion.
  • Slöseri: Tänk på materialspill på grund av skärning och passning, lägg vanligtvis till 5-10% extra material.
  • Designkoder: Säkerställ överensstämmelse med relevanta designkoder och standarder, såsom API 650, vid bestämning av plåttjocklek och tankdesign.

Slutsats

Att konstruera oljelagringstankar med kolstålplattor kräver exakta beräkningar för att säkerställa materialeffektivitet och strukturell integritet. Genom att noggrant bestämma ytarean och överväga lämpliga plåttjocklekar kan du uppskatta antalet plåtar som krävs för att bygga tankar som uppfyller industristandarder och kundkrav. Dessa beräkningar utgör grunden för framgångsrikt tankbygge, vilket möjliggör effektiv materialanskaffning och projektering. Oavsett om det gäller ett nytt projekt eller eftermontering av befintliga tankar, säkerställer detta tillvägagångssätt robusta och pålitliga oljelagringslösningar som är i linje med tekniska bästa praxis. Om du har ett nytt projekt för LNG-, flygbränsle- eller råoljelagringstank, är du välkommen att kontakta [email protected] för en optimal stålplåtsoffert.

3LPE-beläggning vs 3LPP-beläggning

3LPE vs 3LPP: Omfattande jämförelse av rörledningsbeläggningar

/i /av

Rörledningsbeläggningar är avgörande för att skydda stålrörledningar från korrosion och andra miljöfaktorer. Bland de mest använda beläggningarna är 3-lagers polyeten (3LPE) och 3-lagers polypropen (3LPP) beläggningar. Båda beläggningarna ger ett robust skydd, men de skiljer sig åt vad gäller applicering, sammansättning och prestanda. Den här bloggen kommer att ge en detaljerad jämförelse mellan 3LPE- och 3LPP-beläggningar, med fokus på fem nyckelområden: val av beläggning, beläggningssammansättning, beläggningsprestanda, konstruktionskrav och konstruktionsprocess.

1. Val av beläggning

3LPE beläggning:

  • Användande: 3LPE används i stor utsträckning inom olje- och gasindustrin för rörledningar på land och till havs. Den är särskilt lämplig för miljöer där måttlig temperaturbeständighet och utmärkt mekaniskt skydd krävs.
  • Temperaturområde: 3LPE-beläggningen används vanligtvis för rörledningar som arbetar vid temperaturer från -40°C till 80°C.
  • Kostnadsövervägande: 3LPE är generellt sett mer kostnadseffektivt än 3LPP, vilket gör det till ett populärt val för projekt med budgetbegränsningar där temperaturkraven ligger inom det intervall som den stöder.

3LPP beläggning:

  • Användande: 3LPP är att föredra i högtemperaturmiljöer, såsom djupvattensrörledningar till havs och rörledningar som transporterar heta vätskor. Den används också i områden där överlägset mekaniskt skydd behövs.
  • Temperaturområde: 3LPP-beläggningar tål högre temperaturer, vanligtvis mellan -20°C till 140°C, vilket gör dem lämpliga för mer krävande applikationer.
  • Kostnadsövervägande: 3LPP-beläggningar är dyrare på grund av sin överlägsna temperaturbeständighet och mekaniska egenskaper, men de är nödvändiga för rörledningar som fungerar under extrema förhållanden.

Sammanfattning av urval: Valet mellan 3LPE och 3LPP beror i första hand på rörledningens driftstemperatur, miljöförhållandena och budgetöverväganden. 3LPE är idealiskt för måttliga temperaturer och kostnadskänsliga projekt, medan 3LPP är att föredra för högtemperaturmiljöer och där förbättrat mekaniskt skydd är viktigt.

2. Beläggningssammansättning

3LPE beläggningssammansättning:

  • Lager 1: Fusion Bonded Epoxi (FBE): Det innersta lagret ger utmärkt vidhäftning till stålsubstratet och fungerar som det primära korrosionsskyddsskiktet.
  • Lager 2: Sampolymerlim: Detta skikt binder FBE-skiktet till polyetentäckskiktet, vilket säkerställer stark vidhäftning och ytterligare korrosionsskydd.
  • Lager 3: Polyeten (PE): Det yttre lagret av polyeten ger mekaniskt skydd mot fysisk skada under hantering, transport och installation.

3LPP beläggningssammansättning:

  • Lager 1: Fusion Bonded Epoxi (FBE): I likhet med 3LPE fungerar FBE-skiktet i 3LPP som det primära korrosionsskydds- och bindningsskiktet.
  • Lager 2: Sampolymerlim: Detta vidhäftande skikt binder FBE till polypropentäckskiktet, vilket säkerställer stark vidhäftning.
  • Lager 3: Polypropen (PP): Det yttre lagret av polypropen erbjuder överlägset mekaniskt skydd och högre temperaturbeständighet jämfört med polyeten.

Sammanfattning av sammansättning: Båda beläggningarna delar en liknande struktur, med ett FBE-skikt, ett sampolymerlim och ett yttre skyddsskikt. Det yttre skiktets material skiljer sig dock åt – polyeten i 3LPE och polypropen i 3LPP – vilket leder till skillnader i prestanda.

3. Beläggningsprestanda

3LPE beläggningsprestanda:

  • Temperaturbeständighet: 3LPE fungerar bra i miljöer med måttlig temperatur men kanske inte är lämplig för temperaturer över 80°C.
  • Mekaniskt skydd: Ytterskiktet av polyeten ger utmärkt motståndskraft mot fysisk skada, vilket gör det lämpligt för rörledningar på land och till havs.
  • Korrosionsbeständighet: Kombinationen av FBE- och PE-skikt ger ett robust skydd mot korrosion, speciellt i fuktiga eller våta miljöer.
  • Kemisk resistans: 3LPE ger god motståndskraft mot kemikalier men är mindre effektiv i miljöer med aggressiv kemikalieexponering jämfört med 3LPP.

3LPP beläggningsprestanda:

  • Temperaturbeständighet: 3LPP är designad för att tåla högre temperaturer, upp till 140°C, vilket gör den idealisk för rörledningar som transporterar heta vätskor eller placeras i högtemperaturmiljöer.
  • Mekaniskt skydd: Polypropenskiktet ger överlägset mekaniskt skydd, speciellt i djupvattensrörledningar till havs där yttre tryck och fysisk stress är högre.
  • Korrosionsbeständighet: 3LPP erbjuder utmärkt korrosionsskydd, liknande 3LPE, men med bättre prestanda i miljöer med högre temperaturer.
  • Kemisk resistans: 3LPP har överlägsen kemikaliebeständighet, vilket gör den mer lämplig för miljöer med aggressiva kemikalier eller kolväten.

Sammanfattning av prestanda: 3LPP överträffar 3LPE i högtemperaturmiljöer och ger bättre mekanisk och kemisk beständighet. Men 3LPE är fortfarande mycket effektivt för måttliga temperaturer och mindre aggressiva miljöer.

4. Konstruktionskrav

3LPE konstruktionskrav:

  • Ytförberedelse: Korrekt ytbehandling är avgörande för effektiviteten hos 3LPE-beläggningen. Stålytan måste rengöras och ruggas för att uppnå nödvändig vidhäftning för FBE-skiktet.
  • Ansökningsvillkor: Appliceringen av 3LPE-beläggningen måste utföras i en kontrollerad miljö för att säkerställa korrekt vidhäftning av varje lager.
  • Tjockleksspecifikationer: Tjockleken på varje lager är kritisk, med den totala tjockleken vanligtvis från 1,8 mm till 3,0 mm, beroende på rörledningens avsedda användning.

3LPP konstruktionskrav:

  • Ytförberedelse: Liksom 3LPE är ytbehandling nyckeln. Stålet måste rengöras för att avlägsna eventuella föroreningar och ruggas upp för att säkerställa korrekt vidhäftning av FBE-skiktet.
  • Ansökningsvillkor: Appliceringsprocessen för 3LPP liknar den för 3LPE men kräver ofta mer exakt kontroll på grund av beläggningens högre temperaturbeständighet.
  • Tjockleksspecifikationer: 3LPP-beläggningar är vanligtvis tjockare än 3LPE, med den totala tjockleken från 2,0 mm till 4,0 mm, beroende på den specifika applikationen.

Sammanfattning av konstruktionskrav: Både 3LPE och 3LPP kräver noggrann ytbehandling och kontrollerade appliceringsmiljöer. Emellertid kräver 3LPP-beläggningar i allmänhet tjockare applikationer för att uppnå sina förbättrade skyddsegenskaper.

5. Byggprocess

3LPE konstruktionsprocess:

  1. Ytrengöring: Stålröret rengörs med metoder som abrasiv blästring för att avlägsna rost, beläggningar och andra föroreningar.
  2. FBE ansökan: Det rengjorda röret förvärms och FBE-skiktet appliceras elektrostatiskt, vilket ger en stark bindning till stålet.
  3. Applicering av limskikt: Ett sampolymerlim appliceras över FBE-skiktet och binder FBE till det yttre polyetenskiktet.
  4. PE-lagerapplikation: Polyetenskiktet extruderas på röret, vilket ger mekaniskt skydd och ytterligare korrosionsbeständighet.
  5. Kylning och besiktning: Det belagda röret kyls, inspekteras för defekter och förbereds för transport.

3LPP konstruktionsprocess:

  1. Ytrengöring: I likhet med 3LPE rengörs stålröret noggrant för att säkerställa korrekt vidhäftning av beläggningsskikten.
  2. FBE ansökan: FBE-skiktet appliceras på det förvärmda röret och fungerar som det primära korrosionsskyddsskiktet.
  3. Applicering av limskikt: Ett sampolymerlim appliceras över FBE-skiktet, vilket säkerställer en stark bindning med polypropentäckskiktet.
  4. PP-lagerapplikation: Polypropenskiktet appliceras genom extrudering, vilket ger överlägsen mekanisk beständighet och temperaturbeständighet.
  5. Kylning och besiktning: Röret kyls, inspekteras för defekter och förbereds för utplacering.

Sammanfattning av byggprocessen: Byggprocesserna för 3LPE och 3LPP är likartade, med skillnader främst i de material som används för det yttre skyddsskiktet. Båda processerna kräver noggrann kontroll av temperatur, renhet och skikttjocklek för att säkerställa optimal prestanda.

Slutsats

Att välja mellan 3LPE och 3LPP beläggningar beror på flera faktorer, inklusive driftstemperatur, miljöförhållanden, mekanisk stress och budget.

  • 3LPE är idealisk för rörledningar som arbetar vid måttliga temperaturer och där kostnaden är en viktig faktor. Den ger utmärkt korrosionsbeständighet och mekaniskt skydd för de flesta applikationer på land och till havs.
  • 3LPP, å andra sidan, är det föredragna valet för högtemperaturmiljöer och applikationer som kräver överlägset mekaniskt skydd. Dess högre kostnad motiveras av dess förbättrade prestanda under krävande förhållanden.

Att förstå de specifika kraven för ditt pipelineprojekt är viktigt för att välja lämplig beläggning. Både 3LPE och 3LPP har sina styrkor och tillämpningar, och det rätta valet kommer att säkerställa långsiktigt skydd och hållbarhet för din pipeline-infrastruktur.

Utforska stålrörens avgörande roll i olje- och gasutforskning

/i /av

I. Den grundläggande kunskapen om röret för olje- och gasindustrin

1. Terminologiförklaring

API: Förkortning av American Petroleum Institute.
OCTG: Förkortning av Rörgods för oljeland, inklusive oljehusrör, oljeslangar, borrrör, borrkrage, borrkronor, sugstång, valpskarvar, etc.
Oljeslang: Slang används i oljekällor för oljeutvinning, gasutvinning, vatteninjektion och syrasprickning.
Hölje: Slang som sänks ner från markytan i ett borrat borrhål som en liner för att förhindra att väggen kollapsar.
Borrör: Rör som används för att borra borrhål.
Linjerör: Rör som används för att transportera olja eller gas.
Kopplingar: Cylindrar som används för att ansluta två gängade rör med invändiga gängor.
Kopplingsmaterial: Rör som används för tillverkning av kopplingar.
API-trådar: Rörgängor specificerade av API 5B-standarden, inklusive oljerörs runda gängor, hölje korta runda gängor, hölje långa runda gängor, hölje partiella trapetsformade gängor, linjerörsgängor, och så vidare.
Premium-anslutning: Icke-API-gängor med speciella tätningsegenskaper, anslutningsegenskaper och andra egenskaper.
Misslyckanden: deformation, brott, ytskador och förlust av ursprunglig funktion under specifika driftsförhållanden.
Huvudformerna av misslyckanden: krossning, halka, brott, läckage, korrosion, bindning, slitage och så vidare.

2. Petroleumrelaterade standarder

API Spec 5B, 17:e upplagan – Specifikation för gängning, mätning och gänginspektion av fodral, slangar och linjerörsgängor
API Spec 5L, 46:e upplagan – Specifikation för Line Pipe
API Spec 5CT, 11:e upplagan – Specifikation för hölje och slang
API Spec 5DP, 7:e upplagan – Specifikation för borrrör
API Spec 7-1, 2:a upplagan – Specifikation för roterande borrstamelement
API Spec 7-2, 2:a upplagan – Specifikation för gängning och mätning av roterande axelgängade anslutningar
API Spec 11B, 24:e upplagan – Specifikation för sugstänger, polerade stänger och liners, kopplingar, sänkstänger, polerade stavklämmor, packboxar och pump-tees
ISO 3183:2019 – Petroleum- och naturgasindustrin – Stålrör för rörledningstransportsystem
ISO 11960:2020 – Petroleum- och naturgasindustrier – Stålrör för användning som hölje eller rör för brunnar
NACE MR0175 / ISO 15156:2020 – Petroleum- och naturgasindustrier – Material för användning i H2S-innehållande miljöer vid olje- och gasproduktion

II. Oljeslang

1. Klassificering av oljeslangar

Oljeslang är uppdelad i Non-Upsetted Oil Tubing (NU), External Upsetted Oil Tubing (EU) och Integral Joint (IJ) Oil Tubing. NU oljeslang innebär att änden av slangen är av normal tjocklek och vänder gängan direkt och för kopplingarna. Stötta slangar innebär att ändarna på båda rören är utvändigt hopsatta, sedan gängade och sammankopplade. Integral Joint tubing innebär att ena änden av röret är uppsatt med utvändiga gängor och den andra änden är upsetted med invändiga gängor och ansluten direkt utan kopplingar.

2. Oljeslangens funktion

① Utvinning av olja och gas: efter att olje- och gaskällorna har borrats och cementerats, placeras slangen i oljehöljet för att utvinna olja och gas till marken.
② Vatteninjektion: när trycket i borrhålet är otillräckligt, spruta in vatten i brunnen genom slangen.
③ Ånginjektion: Vid hetåtervinning av tjock olja ska ånga matas in i brunnen med isolerade oljeslangar.
④ Försurning och sprickbildning: I det sena skedet av brunnsborrning eller för att förbättra produktionen av olje- och gaskällor är det nödvändigt att mata in försurnings- och sprickningsmedium eller härdningsmaterial till olje- och gasskiktet, och mediet och härdningsmaterialet är transporteras genom oljeslangen.

3. Oljeslang av stål

Stålkvaliteterna för oljerör är H40, J55, N80, L80, C90, T95, P110.
N80 är uppdelad i N80-1 och N80Q, de två har samma dragegenskaper, de två skillnaderna är leveransstatus och slagprestandaskillnader, N80-1 leverans i normaliserat tillstånd eller när den slutliga rullningstemperaturen är högre än kritisk temperatur Ar3 och spänningsreduktion efter luftkylning och kan användas för att hitta varmvalsning istället för normaliserad, slag och oförstörande testning krävs inte; N80Q måste härdas (släckas och härdas) Värmebehandling, slagfunktionen ska vara i linje med bestämmelserna i API 5CT och ska vara oförstörande testning.
L80 är uppdelad i L80-1, L80-9Cr och L80-13Cr. Deras mekaniska egenskaper och leveransstatus är desamma. Skillnader i användning, produktionssvårigheter och pris, L80-1 för den allmänna typen, L80-9Cr och L80-13Cr är rör med hög korrosionsbeständighet, produktionssvårigheter, dyra och används vanligtvis i tunga korrosionsbrunnar.
C90 och T95 är indelade i 1 och 2 typer, nämligen C90-1, C90-2 och T95-1, T95-2.

4. Oljeslangen Vanligt använda stålkvalitet, stålnamn och leveransstatus

J55 (37Mn5) NU Oljeslang: Varmvalsad istället för normaliserad
J55 (37Mn5) EU-oljeslang: Normaliserad i full längd efter rubbning
N80-1 (36Mn2V) NU oljeslang: varmvalsad istället för normaliserad
N80-1 (36Mn2V) EU-oljeslang: normaliserad i full längd efter rubbning
N80-Q (30Mn5) oljeslang: 30Mn5, anlöpning i full längd
L80-1 (30Mn5) oljeslang: 30Mn5, anlöpning i full längd
P110 (25CrMnMo) oljeslang: 25CrMnMo, anlöpning i full längd
J55 (37Mn5) Koppling: Varmvalsad on-line Normaliserad
N80 (28MnTiB) Koppling: Hellängdshärdning
L80-1 (28MnTiB) Koppling: Hellängd härdat
P110 (25CrMnMo) Koppling: Hellängdshärdning

III. Höljesrör

1. Klassificering och roll för hölje

Höljet är stålröret som stödjer väggen i olje- och gaskällor. Flera lager av foderrör används i varje brunn beroende på olika borrdjup och geologiska förhållanden. Cement används för att cementera höljet efter att det har sänkts ner i brunnen, och till skillnad från oljerör och borrrör kan det inte återanvändas och tillhör engångsmaterial. Därför står förbrukningen av hölje för mer än 70 procent av alla oljekällors rör. Höljet kan delas in i ledarehölje, mellanhölje, produktionshölje och foderhölje enligt dess användning, och deras strukturer i oljekällor visas i figur 1.

① Ledarhölje: Typiskt med API-kvaliteter K55, J55 eller H40 stabiliserar ledarhölje brunnshuvudet och isolerar grunda akviferer med diametrar vanligtvis runt 20 tum eller 16 tum.

②Mellanhölje: Mellanhölje, ofta tillverkat av API-kvaliteter K55, N80, L80 eller P110, används för att isolera instabila formationer och varierande tryckzoner, med typiska diametrar på 13 3/8 tum, 11 3/4 tum eller 9 5/8 tum .

③ Produktionshölje: Tillverkat av högkvalitativt stål som API-kvaliteter J55, N80, L80, P110 eller Q125, är produktionshöljet utformat för att motstå produktionstryck, vanligtvis med diametrar på 9 5/8 tum, 7 tum eller 5 1/2 tum.

④Liner hölje: Liners förlänger borrhålet in i reservoaren med material som API-kvaliteter L80, N80 eller P110, med typiska diametrar på 7 tum, 5 tum eller 4 1/2 tum.

⑤Slang: Slang transporterar kolväten till ytan med API-kvaliteter J55, L80 eller P110 och finns i diametrar på 4 1/2 tum, 3 1/2 tum eller 2 7/8 tum.

IV. Borrör

1. Klassificering och funktion av rör för borrverktyg

Det fyrkantiga borrröret, borrröret, det viktade borrröret och borrkragen i borrverktyg bildar borrröret. Borröret är kärnborrverktyget som driver borrkronan från marken till botten av brunnen, och det är också en kanal från marken till botten av brunnen. Den har tre huvudroller:

① För att överföra vridmoment för att driva borrkronan till borrning;

② Att förlita sig på sin vikt till borrkronan för att bryta trycket från berget i botten av brunnen;

③ För att transportera tvättvätska, det vill säga borrslam genom marken genom högtrycksslampumparna, borrpelare in i borrhålet strömma in i botten av brunnen för att spola bort stenskräpet och kyla borrkronan och bära stenskräpet genom den yttre ytan av kolonnen och väggen av brunnen mellan ringen för att återgå till marken, för att uppnå syftet med att borra brunnen.

Borrröret i borrprocessen för att motstå en mängd olika komplexa alternerande belastningar, såsom drag, kompression, torsion, böjning och andra påfrestningar, den inre ytan är också föremål för högtryckssmutsning och korrosion.
(1) Fyrkantigt borrrör: fyrkantigt borrrör har två typer av fyrsidig typ och sexkantig typ, Kinas petroleumborrrör varje uppsättning borrpelare använder vanligtvis ett fyrsidigt borrrör. Dess specifikationer är 63,5 mm (2-1/2 tum), 88,9 mm (3-1/2 tum), 107,95 mm (4-1/4 tum), 133,35 mm (5-1/4 tum), 152,4 mm ( 6 tum) och så vidare. Vanligtvis är längden som används 12~14,5m.
(2) Borrrör: Borrröret är huvudverktyget för att borra brunnar, anslutet till den nedre änden av det fyrkantiga borrröret, och när borrhålet fortsätter att fördjupas, fortsätter borrröret att förlänga borrpelaren en efter en. Specifikationerna för borrrör är: 60,3 mm (2-3/8 tum), 73,03 mm (2-7/8 tum), 88,9 mm (3-1/2 tum), 114,3 mm (4-1/2 tum) , 127 mm (5 tum), 139,7 mm (5-1/2 tum) och så vidare.
(3) Kraftig borrrör: Ett viktat borrrör är ett övergångsverktyg som förbinder borrröret och borrkragen, vilket kan förbättra borrrörets krafttillstånd och öka trycket på borrkronan. Huvudspecifikationerna för det viktade borrröret är 88,9 mm (3-1/2 tum) och 127 mm (5 tum).
(4) Borrkrage: borrkragen är ansluten till den nedre delen av borrröret, som är ett speciellt tjockväggigt rör med hög styvhet, som utövar tryck på borrkronan för att bryta klippan och spelar en vägledande roll vid borrning av en rak brunn. De vanliga specifikationerna för borrkragar är 158,75 mm (6-1/4 tum), 177,85 mm (7 tum), 203,2 mm (8 tum), 228,6 mm (9 tum) och så vidare.

V. Ledningsrör

1. Klassificering av linjerör

Linjerör används i olje- och gasindustrin för överföring av olja, raffinerad olja, naturgas och vattenledningar med förkortningen stålrör. Transport av olje- och gasledningar är huvudsakligen indelade i huvudledningar, grenledningsrörledningar och stadsledningsnätverksrörledningar tre typer av huvudledningsledningsöverföring av de vanliga specifikationerna för ∅406 ~ 1219 mm, väggtjocklek på 10 ~ 25 mm, stålkvalitet X42 ~ X80 ; grenledning rörledningar och urbana rörledningar nätverk rörledningar är vanligtvis specifikation för ∅114 ~ 700mm, väggtjocklek på 6 ~ 20mm, stålkvalitet för X42 ~ X80. Stålkvaliteten är X42～X80. Linjerör finns som svetsad typ och sömlös typ. Svetsade Line Pipe används mer än Seamless Line Pipe.

2. Standard för linjerör

API Spec 5L – Specifikation för Line Pipe
ISO 3183 – Petroleum- och naturgasindustrier – Stålrör för rörledningstransportsystem

3. PSL1 och PSL2

PSL är en förkortning av Produktspecifikationsnivå. Line pipe produktspecifikationsnivå är uppdelad i PSL 1 och PSL 2, kan också sägas att kvalitetsnivån är uppdelad i PSL 1 och PSL 2. PSL 2 är högre än PSL 1, de 2 specifikationsnivåerna har inte bara olika testkrav, men kraven på kemisk sammansättning och mekaniska egenskaper är olika, så enligt API 5L-ordern måste villkoren i kontraktet förutom att specificera specifikationerna, stålkvaliteten och andra vanliga indikatorer, men också ange produktspecifikationsnivån, det vill säga PSL 1 eller PSL 2. PSL 2 i den kemiska sammansättningen, dragegenskaper, slagkraft, oförstörande testning och andra indikatorer är strängare än PSL 1.

4. Linjerör stålkvalitet, kemisk sammansättning och mekaniska egenskaper

Linjerör stålkvalitet från låg till hög är uppdelad i: A25, A, B, X42, X46, X52, X60, X65, X70 och X80. För detaljerad kemisk sammansättning och mekaniska egenskaper, se API 5L-specifikationen, 46:e upplagan.

5. Hydrostatiskt test och icke-förstörande undersökningskrav för linjerör

Linjerör bör göras gren för gren hydrauliskt test, och standarden tillåter inte oförstörande generering av hydrauliskt tryck, vilket också är en stor skillnad mellan API-standarden och våra standarder. PSL 1 kräver inte oförstörande testning, PSL 2 bör vara oförstörande testning gren för gren.

VI. Premium-anslutningar

1. Introduktion av Premium Connections

Premium Connection är en rörgänga med en speciell struktur som skiljer sig från API-gängan. Även om det befintliga API-gängade oljehöljet används i stor utsträckning vid utvinning av oljekällor, visas dess brister tydligt i den speciella miljön för vissa oljefält: API:s rundgängade rörpelare, även om dess tätningsprestanda är bättre, dragkraften som bärs av den gängade en del motsvarar endast 60% till 80% av styrkan hos rörkroppen, och därför kan den inte användas vid exploatering av djupa brunnar; den API-förspända trapetsformade gängade rörpelaren, även om dess dragprestanda är mycket högre än API-rundgängad anslutning, är dess tätningsprestanda inte så bra. Även om kolonnens dragprestanda är mycket högre än API-rundgänganslutningen, är dess tätningsprestanda inte särskilt bra, så den kan inte användas vid exploatering av högtrycksgasbrunnar; dessutom kan det gängade fettet endast spela sin roll i miljön med en temperatur under 95 ℃, så det kan inte användas vid exploatering av högtemperaturbrunnar.

Jämfört med API-rundgängan och delvis trapetsformad gänganslutning har premiumanslutningen gjort genombrott i följande aspekter:

(1) Bra tätning, genom elasticiteten och metalltätningsstrukturens design, gör foggastätningen resistent mot att nå gränsen för slangkroppen inom flyttrycket;

(2) Hög hållfasthet hos anslutningen, ansluten till speciell spännanslutning av oljehölje, dess anslutningsstyrka når eller överstiger styrkan hos slangkroppen, för att lösa problemet med glidning i grunden;

(3) Genom materialval och ytbehandlingsprocessförbättring, löste i princip problemet med trådfast spänne;

(4) Genom optimering av strukturen, så att den gemensamma spänningsfördelningen är mer rimlig och mer gynnsam för motståndet mot spänningskorrosion;

(5) Genom axelstrukturen av rimlig design, så att driften av spännet på operationen är lättare att utföra.

För närvarande har olje- och gasindustrin över 100 patenterade premiumanslutningar, vilket representerar betydande framsteg inom rörteknik. Dessa specialiserade gängdesigner erbjuder överlägsen tätningsförmåga, ökad anslutningsstyrka och förbättrad motståndskraft mot miljöpåfrestningar. Genom att ta itu med utmaningar som högt tryck, korrosiva miljöer och extrema temperaturer säkerställer dessa innovationer större tillförlitlighet och effektivitet i oljebrunnars verksamhet över hela världen. Kontinuerlig forskning och utveckling inom premiumanslutningar understryker deras centrala roll för att stödja säkrare och mer produktiva borrmetoder, vilket återspeglar ett pågående engagemang för teknisk excellens inom energisektorn.

VAM®-anslutning: Känd för sin robusta prestanda i utmanande miljöer, har VAM®-anslutningar avancerad metall-till-metall-tätningsteknik och högt vridmoment, vilket säkerställer tillförlitlig drift i djupa brunnar och högtrycksreservoarer.

TenarisHydril Wedge Series: Denna serie erbjuder en rad anslutningar som Blue®, Dopeless® och Wedge 521®, kända för sin exceptionella gastäta tätning och motståndskraft mot kompressions- och dragkrafter, vilket ökar driftsäkerheten och effektiviteten.

TSH® Blue: Designad av Tenaris, TSH® Blue-anslutningar använder en egenutvecklad dubbelaxeldesign och en högpresterande gängprofil, vilket ger utmärkt utmattningsbeständighet och enkel make-up i kritiska borrtillämpningar.

Grant Prideco™ XT®-anslutning: Konstruerade av NOV, XT®-anslutningar innehåller en unik metall-till-metall-tätning och en robust gängform, vilket säkerställer överlägsen vridmomentkapacitet och motståndskraft mot skärning, vilket förlänger anslutningens livslängd.

Hunting Seal-Lock®-anslutning: Med en metall-till-metall-tätning och en unik gängprofil, är Seal-Lock®-anslutningen från Hunting känd för sin överlägsna tryckmotstånd och tillförlitlighet vid både onshore- och offshore-borrning.

Slutsats

Sammanfattningsvis omfattar det komplicerade nätverket av rör som är avgörande för olje- och gasindustrin ett brett utbud av specialiserad utrustning utformad för att motstå rigorösa miljöer och komplexa operativa krav. Från de grundläggande höljesrören som stöder och skyddar brunnsväggar till de mångsidiga slangarna som används i extraktions- och injektionsprocesser, tjänar varje typ av rör ett distinkt syfte vid utforskning, produktion och transport av kolväten. Standarder som API-specifikationer säkerställer enhetlighet och kvalitet över dessa rör, medan innovationer som premiumanslutningar förbättrar prestandan under utmanande förhållanden. I takt med att tekniken utvecklas fortsätter dessa kritiska komponenter att utvecklas, vilket driver effektivitet och tillförlitlighet i global energiverksamhet. Att förstå dessa rör och deras specifikationer understryker deras oumbärliga roll i den moderna energisektorns infrastruktur.

Super 13Cr SMSS 13Cr hölje och slang

SMSS 13Cr och DSS 22Cr i H₂S/CO₂-Oil-Water Environment

/i /av

Korrosionsbeteendet hos Super Martensitic Stainless Steel (SMS) 13 Cr och Duplex Stainless Steel (DSS) 22Cr i en H₂S/CO₂-olja-vatten-miljö är av stort intresse, speciellt inom olje- och gasindustrin, där dessa material ofta utsätts för så tuffa förhållanden. Här är en översikt över hur varje material beter sig under dessa förhållanden:

1. Supermartensitisk rostfritt stål (SMSS) 13Cr:

  • Sammansättning: SMSS 13Cr innehåller vanligtvis runt 12-14% krom, med små mängder nickel och molybden. Den höga kromhalten ger den god motståndskraft mot korrosion, medan den martensitiska strukturen ger hög hållfasthet.
  • Korrosionsbeteende:
    • CO₂ korrosion: SMSS 13Cr visar måttlig motståndskraft mot CO₂-korrosion, främst på grund av bildandet av ett skyddande kromoxidskikt. Men i närvaro av CO₂ finns det en risk för lokal korrosion såsom gropfrätning och spaltkorrosion.
    • H₂S korrosion: Närvaron av H2S ökar risken för sulfidspänningssprickning (SSC) och väteförsprödning. SMSS 13Cr är något resistent men inte immun mot dessa former av korrosion, speciellt vid högre temperaturer och tryck.
    • Olja-vattenmiljö: Närvaron av olja kan ibland utgöra en skyddande barriär, vilket minskar exponeringen av metallytan för frätande ämnen. Vatten, särskilt i form av saltlösning, kan dock vara mycket frätande. Balansen mellan olje- och vattenfaser kan avsevärt påverka den totala korrosionshastigheten.
  • Vanliga problem:
    • Sulfidspänningssprickning (SSC): Den martensitiska strukturen är, även om den är stark, mottaglig för SSC i närvaro av H2S.
    • Pitting och spaltkorrosion: Dessa är betydande problem, särskilt i miljöer med klorider och CO₂.

2. Duplex rostfritt stål (DSS) 22Cr:

  • Sammansättning: DSS 22Cr innehåller cirka 22% krom, med cirka 5% nickel, 3% molybden och en balanserad austenit-ferrit-mikrostruktur. Detta ger DSS utmärkt korrosionsbeständighet och hög hållfasthet.
  • Korrosionsbeteende:
    • CO₂ korrosion: DSS 22Cr har överlägsen motståndskraft mot CO₂-korrosion jämfört med SMSS 13Cr. Den höga kromhalten och närvaron av molybden hjälper till att bilda ett stabilt och skyddande oxidskikt som motstår korrosion.
    • H₂S korrosion: DSS 22Cr är mycket resistent mot H₂S-inducerad korrosion, inklusive SSC och väteförsprödning. Den balanserade mikrostrukturen och legeringssammansättningen hjälper till att mildra dessa risker.
    • Olja-vattenmiljö: DSS 22Cr fungerar bra i blandade olje-vattenmiljöer och motstår både allmän och lokal korrosion. Närvaron av olja kan förbättra korrosionsbeständigheten genom att bilda en skyddande film, men detta är mindre kritiskt för DSS 22Cr på grund av dess inneboende korrosionsbeständighet.
  • Vanliga problem:
    • Spänningskorrosion (SCC): Även om den är mer resistent än SMSS 13Cr, kan DSS 22Cr fortfarande vara känslig för SCC under vissa förhållanden, såsom höga kloridkoncentrationer vid förhöjda temperaturer.
    • Lokal korrosion: DSS 22Cr är i allmänhet mycket motståndskraftig mot grop- och spaltkorrosion, men under extrema förhållanden kan dessa fortfarande förekomma.

Jämförande sammanfattning:

  • Korrosionsbeständighet: DSS 22Cr erbjuder generellt överlägsen korrosionsbeständighet jämfört med SMSS 13Cr, speciellt i miljöer med både H₂S och CO₂.
  • Styrka och seghet: SMSS 13Cr har högre hållfasthet men är mer mottaglig för korrosionsproblem som SSC och gropfrätning.
  • Applikationslämplighet: DSS 22Cr är ofta att föredra i miljöer med högre korrosionsrisk, såsom de med höga halter av H₂S och CO₂, medan SMSS 13Cr kan väljas för applikationer som kräver högre hållfasthet där korrosionsrisken är måttlig.

Slutsats:

När du väljer mellan SMSS 13Cr och DSS 22Cr för användning i H₂S/CO₂-olja-vattenmiljöer är DSS 22Cr vanligtvis det bättre valet för att motstå korrosion, särskilt i mer aggressiva miljöer. Det slutliga beslutet bör dock beakta de specifika förhållandena, inklusive temperatur, tryck och de relativa koncentrationerna av H₂S och CO₂.