API 5L X65 LSAW Stahlrohr: Fertigungsmöglichkeiten und Produktspezifikationen

Warum Womic-Stahl für X65 LSAW?

● Das UOE-Verfahren ermöglicht eine Rundheit des Außendurchmessers von ±0,2 % – entscheidend für die Stabilität in Tiefseegebieten.

● Zertifiziert für Sauergasbehandlung mit HIC/SSC- und PWHT-Fähigkeiten

● Tieftemperatur-Schlagprüfung bis -60 °C und CTOD-Prüfung zur Bestimmung der Bruchmechanik

● API 5L-Monogramm + DNV-Zulassung für Offshore-Anwendungen

● Weltweit wurden über 1.200 km X65-Pipelines geliefert.

● Inspektion durch Dritte (DNV, ABS, BV, SGS, TÜV)

Häufig gestellte Fragen:

F: Worin besteht der Unterschied zwischen X65 und X60 für Offshore-Pipelines?
A: X65 bietet eine um 8 % höhere Streckgrenze (450 MPa gegenüber 415 MPa) und ermöglicht dadurch etwas dünnere Wandstärken. Für Tiefwasseranwendungen (≥ 1.000 m) wird X65 aufgrund seiner besseren Kollapsbeständigkeit und Dauerfestigkeit häufig bevorzugt. Allerdings erfordert X65 strengere Schweißverfahren und ist anfälliger für Wasserstoffrissbildung. Für Wassertiefen < 500 m kann X60 wirtschaftlicher sein.

F: Können Sie X65 mit CTOD-Prüfungen für Offshore-Steigleitungen liefern?
A: Ja. Wir führen CTOD-Prüfungen gemäß BS 7448 oder ASTM E1820 bei festgelegten Temperaturen (typischerweise -20 °C oder -46 °C) durch. Minimale CTOD-Werte: 0,25 mm für Schweißgut, 0,30 mm für die Wärmeeinflusszone. Wir haben bereits CTOD-geprüftes X65 geliefert an北海und Offshore-Projekte in Südostasien.

F: Was ist die maximale Wandstärke für X65 LSAW-Rohre?
A: JCOE/UOE max. 50,8 mm, Walzblech einseitig gefalzt bis 70 mm, Walzblech zweiseitig gefalzt bis 80 mm. Bei Wandstärken > 50,8 mm ist eine Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) erforderlich. Wir haben kürzlich X65-Rohre mit 1016 mm Außendurchmesser und 60 mm Wandstärke für eine Hochdruck-CO₂-Pipeline geliefert.

F: Wie stellt man die Zähigkeit der Wärmeeinflusszone beim X65-Feldschweißen sicher?
A: Wir kontrollieren die Blechzusammensetzung (niedriger CEV-Wert, ≤ 0,40 %), die Wärmeeinbringung beim UP-Schweißen (≤ 2,5 kJ/mm) und die Zwischenlagentemperatur (≤ 200 °C). Wir bieten unseren Kunden Empfehlungen zur Schweißverfahrensqualifizierung (WPQ) und können Schweißzusatzwerkstoffmuster liefern. Typischer Kerbschlagbiegeversuch in der Wärmeeinflusszone bei -20 °C: 120–200 J.

F: Ist X65 für den Einsatz in sauren Umgebungen (H₂S) geeignet?
A: Ja, aber es sind PSL2-Stahlplatten mit niedrigem CEV-Wert (≤ 0,40 %), Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) für alle Wandstärken ≥ 20 mm, eine Härte von ≤ 85 HRB sowie HIC/SSC-Prüfungen erforderlich. Womic hat X65-Stahlplatten für den Einsatz in korrosiven Umgebungen in den Nahen Osten (30 ppm H₂S) und nach Kanada (Sauergas) geliefert.

F: Wie lange ist die typische Lieferzeit für X65 LSAW-Rohre?
A: Standard X65 PSL1: 40–55 Tage. X65 PSL2 mit Sauergasbehandlung und PWHT: 60–80 Tage. Eilbestellungen (30–45 Tage) für Mengen unter 2.000 Tonnen sind möglich, sofern die Platten auf Lager sind.

Projektreferenz – Nordsee-Tiefsee-Gasexportpipeline

Land:Norwegen (Nordsee, Balderfeldgebiet)
Standard & Güteklasse:API 5L X65 PSL2 mit Anforderungen an sauren Service und CTOD
Abmessungen & Menge:

● Außendurchmesser 610 mm (24″) × Wandstärke 22,2 mm – 28.000 Meter (ca. 9.200 Tonnen), hergestellt im UOE-Verfahren

● Außendurchmesser 610 mm (24″) × Wandstärke 25,4 mm – 6.000 Meter (ca. 2.300 Tonnen) hergestellt im UOE-Verfahren (dickere Wandstärke für den Steigrohrabschnitt)

● Außendurchmesser 813 mm (32″) × Wandstärke 30,0 mm – 4.000 Meter (ca. 2.500 Tonnen) hergestellt aus gewalztem Blech mit einfacher Naht (für die Küstenzufahrt)
Gesamt:38.000 Meter (38 km), ca. 14.000 Tonnen

Spezifikationen:Äußere 3LPP-Beschichtung (3,5 mm Gesamtdicke) für Hochtemperaturanwendungen (110 °C), 30°-Fasen an der Wurzel (1,6 mm) mit Edelstahl-Fasenschutz, Druckprüfung bei 22,5 MPa (Auslegungsdruck 17,0 MPa). Obligatorische Kerbschlagprüfung nach Charpy bei -20 °C (min. 50 J, erreicht 120–200 J) und bei -46 °C (min. 27 J, erreicht 80–150 J). CTOD-Prüfung nach BS 7448 bei -20 °C – Abnahme: Schweißgut ≥ 0,25 mm, Wärmeeinflusszone ≥ 0,30 mm. HIC nach NACE TM0284 (Lösung A, 96 h) – Abnahme: CLR 0 %, CTR 0 %, CSR 0 %. SSC nach NACE TM0177 – keine Rissbildung. Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) wurde aufgrund der Verwendung in korrosiven Medien für alle Rohre durchgeführt. 100 % Ultraschallprüfung mit TOFD und Ganzkörper-Ultraschallprüfung (nicht nur Naht). DNV-Drittparteiprüfung während der gesamten Produktion.

Anwendung:Eine Tiefsee-Gasexportpipeline verbindet das Balder-Feld (Wassertiefe 800–1200 m) mit einem Onshore-Empfangsterminal in Norwegen. Die 38 km lange Pipeline umfasst ein dynamisches Steigrohr (2 km, 25,4 mm Wandstärke) und eine Landzufahrt durch felsiges Gelände (4 km, 30 mm Wandstärke, Walzblech).

Technische Herausforderungen und Lösungen:

● Widerstandsfähigkeit gegen TiefseekollapsDie Wassertiefe bis zu 1200 m erzeugt einen Außendruck von 12,5 MPa. Das 24″ × 22,2 mm UOE-Rohr musste einem Kollapsdruck von ≥ 25 MPa (Sicherheitsfaktor 2) standhalten. Womic fertigte UOE-Rohre mit einer Ovalität von ≤ 0,2 % (gemessen: 0,15–0,18 %) und einer Restspannung von ≤ 35 % der Streckgrenze. Wir führten eine Finite-Elemente-Analyse (FEA) der Fertigungsparameter durch und validierten diese durch Kollapsdruckprüfungen an zwei Originalproben (erreichte Werte: 28,5 MPa und 29,2 MPa).

● Saurer Service mit hohem H₂S-GehaltDas Gas enthielt bei einer Betriebstemperatur von 90 °C 50 ppm H₂S. Womic wählte kohlenstoffarme (C ≤ 0,07 %), manganarme (Mn ≤ 1,40 %) und schwefelarme (S ≤ 0,002 %) Bleche mit Calciumbehandlung aus. Der CEV-Wert wurde auf 0,35–0,38 % gehalten. Alle Rohre wurden einer Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) unterzogen (Haltezeit 1,5 Stunden bei 600 °C ± 10 °C). Härte nach der Wärmebehandlung: Grundwerkstoff 78–84 HRB, Schweißnaht 82–86 HRB, Wärmeeinflusszone (WEZ) 80–84 HRB. Die HIC- und SSC-Prüfungen wurden ohne Rissbildung bestanden.

● CTOD-Bruchzähigkeit für SteigleitungenDer dynamische Steigrohrabschnitt erfordert eine hohe Bruchzähigkeit, um der Wellenbelastung standzuhalten. Womic führte CTOD-Prüfungen an Schweißgut und Wärmeeinflusszone (WEZ) bei -20 °C durch. Ergebnisse: Schweißgut 0,35–0,55 mm (≥ 0,25 mm erforderlich), WEZ 0,40–0,70 mm (≥ 0,30 mm erforderlich). Zusätzlich führten wir Kerbschlagbiegeversuche bei -46 °C (durchschnittlich 110 J) durch. DNV überwachte alle CTOD-Prüfungen.

● Hochtemperaturbeschichtung (3LPP)Die Betriebstemperatur beträgt 90 °C, mit einem Spitzenwert von 110 °C im Stillstand. Standardmäßiges 3LPE (Polyethylen) ist auf 80 °C begrenzt. Womic verwendete eine 3LPP-Beschichtung (Polypropylen) mit einer Dicke von 3,5 mm (Deckschicht 2,5 mm + Klebstoff 0,5 mm + FBE 0,5 mm). Die Beschichtung bestand den kathodischen Ablösetest bei 110 °C (Ablöseradius ≤ 8 mm nach 28 Tagen). Die Schälfestigkeit bei 110 °C betrug 60 N/cm (Minimum 50 N/cm).

● Extrem geringe Maßtoleranzen bei der Verlegung von KabeltrommelnDie Pipeline wurde im Reel-Lay-Verfahren verlegt (Rohraufwicklung auf ein Schiff). Dies erfordert eine extrem präzise Ovalitätskontrolle (≤ 0,2 %) und eine Schweißnahtverstärkungshöhe von ≤ 0,5 mm. Mit dem UOE-Verfahren von Womic wurde eine Ovalität von 0,15–0,18 % erreicht. Die Schweißnahtkappen wurden auf eine Höhe von ≤ 0,3 mm geschliffen. Alle Rohre haben einen speziellen Aufwickeltest bestanden: 10 vollständige Aufwickelzyklen ohne Rissbildung.

● Logistik nach NorwegenDie Rohre wurden von Shanghai nach Stavanger, Norwegen, per Stückgutfrachter (Spezialschiff für Rohrtransporte) verschifft. Die winterliche Nordseeüberfahrt erforderte eine kondensationshemmende Verpackung. Womic verwendete VCI-Beutel (Dampfkorrosionsinhibitor) und Silicagel-Trockenmittel in den Endkappen. Alle 14.000 Tonnen kamen ohne Korrosion oder Beschädigungen der Beschichtung an.

Ergebnis:Die Gasexportpipeline des Balder-Feldes wurde im dritten Quartal 2024 verlegt. Die von einem führenden Offshore-Auftragnehmer durchgeführte Reel-Lay-Installation verlief ohne Rohrbruch oder Schweißnahtfehler während des Aufspulens und der Verlegung. Die gesamte 38 km lange Pipeline bestand die Druckprüfung am Meeresboden. Der Auftraggeber (ein großer norwegischer Betreiber) verlieh Womic Steel einen „Lieferantenpreis“ und würdigte die „außergewöhnliche Maßgenauigkeit und die hervorragenden CTOD-Werte“. Womic ist nun für zwei weitere Anbindungsprojekte in der Nordsee als Lieferant zugelassen.

Kontakt:
Webseite: www.womicsteel.com
E-Mail: sales@womicsteel.com

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Womic Steel – Ihr zuverlässiger Partner für API 5L X65 LSAW-Rohre für Tiefsee-Offshore-Pipelines, Hochdruck-Gasleitungen, Anwendungen in sauren Umgebungen und arktische Anwendungen weltweit.