1. Womic Steel: Fertigungskapazitäten und Unternehmensstärke für X65 Sour Service
Die Womic Steel Group betreibt spezielle Produktionslinien für hochfeste LSAW-Rohre für den Einsatz in korrosiven Umgebungen. Die Anforderungen an den Einsatz in korrosiven Umgebungen sind aufgrund der höheren Festigkeit und der strengeren Zähigkeitsanforderungen höher als bei X52. Zu den wichtigsten Kontrollmaßnahmen gehören:
● Niedriger CO2-Äquivalentwert (CEV ≤ 0,40 %, typisch ≤ 0,38 %)
● Extrem niedriger Schwefelgehalt (S ≤ 0,0015 %) und niedriger Phosphorgehalt (P ≤ 0,015 %)
● Calciumbehandlung zur Kontrolle der Einschlussform (Ca/S-Verhältnis ≥ 1,5)
● Platten, die durch beschleunigte Kühlung (TMCP) hergestellt wurden, um eine nadelförmige Ferrit-Mikrostruktur zu erzielen
● Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) für alle Rohre, unabhängig von der Wandstärke
● 100 % Härteprüfung (Schweißnaht, Wärmeeinflusszone, Grundwerkstoff) – Zielwert ≤ 85 HRB
● HIC- und SSC-Prüfungen gemäß NACE-Standards mit Null-Riss-Akzeptanz für viele Projekte
Produktionsverfahren: JCOE, UOE (bevorzugt aufgrund geringerer Eigenspannungen), Walzblech, alle mit obligatorischer Wärmebehandlung im Wagenbodenofen (12 m Länge, 600 °C ± 10 °C). Zertifizierung für den Einsatz in korrosiven Umgebungen durch Dritte mittels SGS, BV, TÜV, DNV, ABS oder LR.
Jährliche Kapazität für den Einsatz von LSAW-Säuretanks (X65):25.000 Tonnen.
Produktionsflexibilität für X65 Sour Service:
● JCOE: 406–1422 mm Außendurchmesser × 6,0–50,8 mm Wandstärke × ≤ 18 m
● UOE: 508–1.220 mm AD × 6,0–40,0 mm WT × ≤ 24 m (bevorzugt für saure Böden aufgrund geringerer Eigenspannungen)
● Walzblech: 600–1600 mm Außendurchmesser × 25–60 mm Dicke × ≤ 12 m
● Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) jedes Rohres (Haltezeit 600 °C ± 10 °C, 1 Stunde pro 25 mm Wandstärke, langsame Abkühlung ≤ 200 °C/h)
2. API 5L X65 PSL2 Sauergasbetrieb: Materialzusammensetzung und Leistungseigenschaften
Für den Einsatz in X65-Sauerstoffen ist die chemische Zusammensetzung restriktiver als bei Standard-PSL2 und auch restriktiver als bei X52-Sauerstoffen. Ziel ist es, eine hohe Festigkeit (450 MPa Ausbeute) bei gleichzeitig ausgezeichneter Beständigkeit gegen Wasserstoff- und Salzsäureversprödung zu erreichen.
Chemische Zusammensetzung (Pfannenanalyse, typische Zielwerte für Sauerbier):
| Element | Standard PSL2 max | X65 Sour Service Target (Womic) |
| C | 0,12 | ≤ 0,08 (typischerweise 0,05–0,07) |
| Mn | 1,60 | ≤ 1,40 (typischerweise 1,20–1,35) |
| P | 0,025 | ≤ 0,015 |
| S | 0,015 | ≤ 0,0015 (typisch 0,0010) |
| Si | 0,45 | 0,20-0,35 |
| V | 0,10 | ≤ 0,06 |
| Nb | 0,05 | 0,04-0,07 |
| Ti | 0,04 | ≤ 0,025 |
| Mo | Nicht angegeben | ≤ 0,30 (bei sauer oft 0,15-0,25) |
| Ni | Nicht angegeben | ≤ 0,50 (optional bei niedrigen Temperaturen) |
| CEV | ≤ 0,43 | ≤ 0,40 (typisch ≤ 0,38) |
| PCM | ≤ 0,25 | ≤ 0,22 |
Die Calciumbehandlung (Ca/S-Verhältnis ≥ 1,5) gewährleistet globuläre Sulfideinschlüsse. Die Zugabe von Molybdän verbessert die Beständigkeit gegen Spannungsrisskorrosion bei höheren Festigkeitsniveaus.
Mechanische Eigenschaften (nach der Wärmebehandlung):
| Eigentum | X65 PSL2 Sour Service (Womic) |
| Streckgrenze (min.) | 450 MPa (65.300 psi) |
| Streckgrenze (max.) | 570 MPa (82.700 psi) |
| Zugfestigkeit (min) | 535 MPa (77.600 psi) |
| Dehnung (min) | 19% |
| Härte (max.)-viele Projekte | 85 HRB (Womic erreicht 78-85 HRB) |
| Schlagzähigkeit bei -20°C (optional) | ≥ 27 J (typischerweise 80-150 J) |
| Schlagzähigkeit bei -46°C (optional) | ≥ 27 J (typischerweise 60-100 J) |
Obligatorische Tests für X65 Sour Service:
● HIC gemäß NACE TM0284 (Lösung A, 96h)-Akzeptanzkriterien: CLR ≤ 5 %, CTR ≤ 1,5 %, CSR ≤ 0,5 % (viele Projekte erfordern 0 %)
● SSC gemäß NACE TM0177 (Methode A, 720 h, 90 % SMYS)-kein Knacken
● Härteverlauf über Schweißnaht, Wärmeeinflusszone und Grundwerkstoff (max. 85 HRB)
● Charpy-V-Kerbschlagbiegeversuch bei 0 °C oder darunter (typischerweise 27 J min)
● DWTT (zur Frakturkontrolle, falls angegeben)
3. Maßbereich und Normenkonformität
| Artikel | Spezifikation |
| Standard | API 5L PSL2 mit Sauerteigzusatz |
| NACE | NACE MR0175 / ISO 15156 (neueste Ausgabe) |
| Fertigungsprozesse | JCOE, UOE, Walzblech (alle mit PWHT) |
| Außendurchmesserbereich | 219 mm-1.600 mm (8″)-63″) |
| Wandstärkenbereich | 6,0 mm-60 mm (JCOE/UOE max. 50,8 mm, Walzblech max. 60 mm) |
| Längenbereich | 6m -18 m Standard; bis zu 24 m (UOE) |
| Ende | Abgeschrägtes Ende (BE) gemäß API 5L |
| Oberflächenbeschaffenheit | Unbehandelt, 3LPE, 3LPP, FBE (Beschichtungen müssen für den Einsatz in korrosiven Umgebungen geeignet sein) |
| Toleranzen | Außendurchmesser: ±0,5 %; Gewicht: -0 % / +15 %; Länge: +50 mm / -0 mm |
4. Verfügbare Abmessungen und Spezifikationen – API 5L X65 PSL2 Stahlrohr für korrosionsbeständige Anwendungen (LSAW)
| Außendurchmesser (mm) | WT-Optionen (mm) | Verfahren | Ungefähres Gewicht (kg/m) | Standardlänge | Saure Service-Features |
| 219 | 6,4, 8,0, 10,0, 12,5 | JCOE | 33,6-63,6 | 12 m | PWHT, HIC-geprüft |
| 273 | 8,0, 10,0, 12,5, 14,0, 16,0 | JCOE | 52.3-101,5 | 12 m / 18 m | Härte ≤ 85 HRB |
| 324 | 10,0; 12,5; 14,0; 16,0; 19,0 | JCOE | 77,4-142,8 | 12 m / 18 m | CEV ≤ 0,40, Mo hinzugefügt |
| 406 | 10,0; 12,5; 14,0; 16,0; 19,0; 22,0 | JCOE/UOE | 97,7-208.4 | 12 m / 18 m | SSC-geprüft |
| 508 | 12,5, 14,0, 16,0, 19,0, 22,0, 25,4 | UOE | 152,7-302.3 | 12 m / 18 m / 24 m | Vollständiger Härteverlauf |
| 610 | 14,0, 16,0, 19,0, 22,0, 25,4, 28,0 | UOE | 205,8-401.8 | 12 m / 18 m / 24 m | HIC CLR 0% typisch |
| 711 | 16,0, 19,0, 22,0, 25,4, 28,0, 31,8 | UOE/JCOE | 274,3-532,9 | 12 m / 18 m | PWHT obligatorisch |
| 813 | 19,0; 22,0; 25,4; 30,0; 32,0; 35,0 | JCOE | 372.1-671,4 | 12 m / 18 m | NACE MR0175 |
| 914 | 22,0, 25,4, 30,0, 35,0, 38,0, 40,0 | JCOE/Rolled | 484,3-862,0 | 12 m | Niedrige S-Werte (≤ 0,0015 %) |
| 1.016 | 25,4; 30,0; 35,0; 40,0; 45,0; 50,0 | Gerollt | 619,9-1.191,7 | 12 m | Ca-behandelt, Mo bis zu 0,25 % |
| 1.220 | 30,0, 35,0, 40,0, 45,0, 50,0, 55,0 | Gerollt | 880,9-1.577,8 | 12 m | Tiefwasser sauer |
Alle X65-Rohre für den Einsatz in korrosiven Medien werden unabhängig von der Wandstärke einer Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) unterzogen. Für Durchmesser ≤ 1220 mm wird die UOE-Methode aufgrund der besseren Kontrolle der Eigenspannungen bevorzugt.
5. Gemeinsame Normen für hochfeste Leitungen für schwefelhaltige Medien
| Standard | Anwendung | Testanforderungen |
| API 5L PSL2 + Anhang H | Sauergasleitung | HIC, SSC, Härte ≤ 90 HRB |
| NACE MR0175 / ISO 15156 | Materialien für H₂S-Umgebungen | Grenzen der Härte, Chemie |
| NACE TM0284 | HIC-Testmethode | CLR, CTR, CSR |
| NACE TM0177 | SSC-Prüfverfahren (Methode A, B, C, D) | Kein Knacken |
| DNV-OS-F101 (saure Ergänzung) | Offshore-Pipelines für saures Öl | Zusätzliche CTOD und Ermüdung |
| Shell DEP 31.40.30.31 | Deepwater Sour Service | Strengere Härte (≤ 85 HRB) |
Nutzungsübersicht:Hochdruck-Sauergasleitungen, Tiefsee-Sauerölpipelines, Offshore-Säuredienstleistungen, Raffinerie-Sauerwasser, Aminanlagen, Sauergaseinspritzung, CCS mit H₂S.
6. Fertigungsprozess – LSAW für X65 PSL2 Sauergas
Für die Verarbeitung von sauren Substanzen nach X65 sind hochentwickelte TMCP-Platten und eine extrem strenge Prozesskontrolle erforderlich.
Tellerauswahl:
● Niedriger Kohlenstoffgehalt (≤ 0,08 %), niedriger Mangangehalt (≤ 1,40 %), extrem niedriger Schwefelgehalt (≤ 0,0015 %)
● Mit Kalzium behandelt (Ca/S ≥ 1,5)
● Mo-Zusatz (0,15–0,25 %) zur Verbesserung der SSC-Beständigkeit
● TMCP mit beschleunigter Kühlung-nadelförmige Ferrit-Mikrostruktur
JCOE / UOE-Bildung + Spezifische Schritte für Sauerteig:
●Kantenfräsen -Präzision ±0,5 mm, J-Fase für bessere Schweißnahtdurchdringung.
●Bildung -UOE wird bevorzugt (geringere Eigenspannungen). JCOE ist für Onshore-Anwendungen akzeptabel.
●SAW-Schweißen -Wärmeeintrag ≤ 2,2 kJ/mm (niedriger als üblich). Zwischenlagentemperatur ≤ 150 °C.
●100 % UT mit TOFD -Empfindlicher als die Standard-Ultraschalluntersuchung.
●Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) -Für alle Anwendungen mit sauren Medien ist X65 obligatorisch. Bei 580–600 °C einweichen (niedrigere Temperatur als bei X52, um Festigkeitsverlust zu vermeiden). 1 Stunde pro 25 mm Dicke halten. Ofenkühlung mit ≤ 150 °C pro Stunde.
●Mechanische Expansion (UOE) -Begrenzt auf 0,5-0,8 % (gegenüber 1,5 % beim Standard), um Kaltverfestigung zu vermeiden.
●Härteprüfung -Drei vollständige Traversen pro Rohr (Grundwerkstoff, Wärmeeinflusszone, Schweißnahtmitte). Maximal 85 HRB.
●HIC-Test -Gemäß NACE TM0284 Lösung A, 96h. Proben von den Rohrenden.
●SSC-Test -Gemäß NACE TM0177 Methode A, 720 h bei 90 % SMYS.
PWHT-Ofenparameter für X65 Sour:
● Temperatur: 590°C ± 10°C (niedriger als bei X52, um die Festigkeit zu erhalten)
● Einweichzeit: 1 Stunde pro 25 mm (mindestens 1 Stunde)
● Abkühlrate: ≤ 150 °C pro Stunde von 590 °C auf 300 °C
● Mehrere Thermoelemente auf der Rohroberfläche
7. Qualitätskontrolle und Prüfung für X65-LSAW für den Einsatz in sauren Gewässern
| Bühne | Inspektion | Akzeptanzkriterien |
| Platte | Chemische (OES) | C ≤ 0,08, S ≤ 0,0015 %, CEV ≤ 0,38, Mo 0,15–0,25 % |
| Platte | Ultraschall (Laminierung) | Keine Laminierungen > 3 mm |
| Platte | Zugfestigkeit + Charpy-Versuch bei -20 °C | Streckgrenze ≥ 450 MPa, CVN ≥ 50 J |
| Schweißen | 100 % UT mit TOFD | Keine Hinweise > 1,6 mm |
| Schweißen | RT (mindestens 10 %) | Keine Risse, fehlende Verschmelzung |
| Nach PWHT | Härte (HRB)-Grundmaterial, Schweißnaht, Wärmeeinflusszone | ≤ 85 HRB (pro Zone) |
| Fertig | HIC (NACE TM0284) | CLR ≤ 2 % (oft 0 %), CTR ≤ 1 %, CSR ≤ 0,5 % |
| Fertig | SSC (NACE TM0177 Methode A, 720 h) | Kein Knacken |
| Fertig | Charpy bei -20 °C oder niedriger | ≥ 27 J (min), typisch 80-150 J |
| Fertig | Zug | Streckgrenze 450-570 MPa, Zugfestigkeit ≥ 535 MPa |
| Fertig | Hydrostatische Prüfung | 90-100% SMYS |
Das Dokumentationspaket umfasst: MTC Typ 3.2, PWHT-Diagramme, Härtekarten, HIC- und SSC-Berichte, UT/TOFD-Protokolle, Hydrotestzertifikate.
8. Hauptanwendungen – API 5L X65 PSL2 LSAW-Stahlrohr für korrosive Umgebungen
●Hochdruck-Fernleitungen für schwefelhaltiges Erdgas -Fernübertragung bei 10-15 MPa mit H₂S bis zu 50 ppm
● Tiefsee-Offshore-Pipelines für schwefelhaltiges Öl -Unterwasserleitungen in H₂S-Umgebungen (UOE- und CTOD-Prüfung)
● Förderleitungen für schwefelhaltiges Rohöl -Hochdruckleitungen von den Bohrköpfen zu den zentralen Anlagen
● Leitungen für saures Wasser in Raffinerien -Ammoniumbisulfid- und H₂S-Anwendung (Hochtemperatur)
● Rohrleitungen der Aminbehandlungsanlage -Reichhaltiges und armes Amin (H₂S und CO₂)
● Säuregas-Injektionsbohrungen -Wiedereinleitung von H₂S/CO₂-Gemischen in Entsorgungszonen
● Gasliftleitungen -Einspritzung von Sauergas zur künstlichen Auftriebserzeugung
● CCS-Pipelines mit H₂S-Verunreinigung -Kohlenstoffabscheidung und -speicherung, wobei der CO₂-Strom H₂S enthält
9. Verpackung & Versand – X65 Sour Service LSAW-Rohr
Die Verpackung entspricht der Standardverpackung von LSAW, jedoch mit verbessertem Endschutz (Edelstahlkappen werden empfohlen, um Verunreinigungen zu vermeiden). Die Dokumentation umfasst neben den Standardversanddokumenten auch das vollständige Qualitätsdossier für den Einsatz in sauren Umgebungen.
10. Vorteile und häufig gestellte Fragen zu Womic-Stahl – X65 PSL2 Sauergasbetriebener LSAW
Warum Womic-Stahl für X65 Sour Service?
● Spezieller PWHT-Ofen (12 m Länge) mit präziser Temperaturregelung (590 °C ± 10 °C)
● Interne HIC- und SSC-Prüfung (CNAS-akkreditiertes Labor)
● Molybdänlegierte Platten für überlegene Beständigkeit gegen Spannungsrisskorrosion
● UOE-Verfahren für geringere Restspannungen (bevorzugt für Tiefsee-Sauerstoff)
● Von Dritten beaufsichtigte Tests auf Säurebeständigkeit verfügbar (SGS, BV, TÜV, DNV)
● Weltweit wurden über 300 km X65-Rohren für korrosive Medien geliefert.
Häufig gestellte Fragen:
F: Worin besteht der Unterschied zwischen X52 Sour und X65 Sour Service?
A: X65 stellt höhere Anforderungen an die Einsatzbedingungen in korrosiven Umgebungen. X65 erfordert eine höhere Festigkeit (450 MPa Streckgrenze gegenüber 360 MPa) bei gleichbleibender oder engerer Härte (≤ 85 HRB). Dies erfordert die Zugabe von Molybdän (0,15–0,25 %), eine strengere Kontrolle des CEV-Wertes (≤ 0,38 % gegenüber ≤ 0,40 %) und häufig eine niedrigere Wärmebehandlungstemperatur (590 °C gegenüber 600 °C), um Festigkeitsverluste zu vermeiden. X65 wird typischerweise für Hochdruckleitungen (> 10 MPa) und Tiefsee-Offshore-Anwendungen spezifiziert.
F: Ist die Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) für alle X65-Rohre für korrosive Medien unabhängig von der Wandstärke obligatorisch?
A: Ja, gemäß NACE MR0175 und allen gängigen Betreiberspezifikationen. Selbst bei Rohren mit 6,4 mm Wandstärke ist eine Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) erforderlich, um eine Härte von ≤ 85 HRB zu erreichen und Eigenspannungen abzubauen. Womic wendet die PWHT bei 100 % der für den Einsatz in korrosiven Umgebungen geeigneten X65-Rohre an.
F: Was sind die typischen HIC-Akzeptanzkriterien für X65-Sauerstoffdienste?
A: NACE TM0284 erlaubt CLR ≤ 5 %, CTR ≤ 1,5 % und CSR ≤ 0,5 %. Die meisten Tiefsee- und Hochintegritätsprojekte erfordern jedoch CLR = 0 % (keine Risse). Die ultra-schwefelarmen Platten von Womic (S ≤ 0,0015 %) und die Kalziumbehandlung erreichen konstant CLR 0 %.
F: Können X65-Rohren für saure Umgebungen in arktischen oder kalten Umgebungen eingesetzt werden?
A: Ja, mit zusätzlicher Kerbschlagprüfung bei niedrigen Temperaturen. Womic bietet X65-Stahl für den Einsatz in korrosiven Umgebungen mit Kerbschlagprüfung bei -20 °C, -40 °C oder -46 °C (mind. 27 J) an. Für den Einsatz in arktischen, korrosiven Umgebungen bieten wir außerdem DWTT-Tests (≥ 85 % Scherfläche bei Prüftemperatur) an. Bitte beachten Sie, dass die Kombination aus niedrigen Temperaturen und korrosiven Umgebungen eine sorgfältige Legierungsentwicklung (Ni-Zusatz, niedriger CEV-Wert) erfordert. Für eine Eignungsprüfung benötigen wir Ihre Betriebstemperatur und den H₂S-Partialdruck.
F: Was ist der maximale H₂S-Partialdruck für den Einsatz in X65-Sauerstoffsystemen?
A: Gemäß NACE MR0175 ist X65 für den Einsatz in sauren Medien bis zu einem H₂S-Partialdruck von 0,3 psi (0,02 bar) geeignet. Für höhere Partialdrücke (z. B. 0,5–1,0 psi) ist eine zusätzliche Qualifizierung erforderlich (HIC mit niedrigerem pH-Wert, SSC unter höherer Belastung). Womic hat X65 für H₂S-Partialdrücke bis zu 1,0 bar für spezifische Projekte qualifiziert. Bitte teilen Sie uns Ihre Betriebsbedingungen mit.
F: Wie lange ist die typische Lieferzeit für X65-LSAW-Rohlinge für den Einsatz bei sauren Temperaturen?
A: 80–120 Tage, abhängig von der Verfügbarkeit von Molybdän-legierten Platten (Lieferzeit 8–12 Wochen) und HIC/SSC-Prüfung (4–6 Wochen). Eilbestellungen (60–90 Tage) sind möglich, sofern die Platten auf Lager sind. Eine Prüfung durch Dritte verlängert die Lieferzeit um 1–2 Wochen.
F: Bieten Sie CTOD-Tests für Offshore-X65-Steigleitungen an?
A: Ja. Wir führen CTOD-Prüfungen (Crack Tip Opening Displacement) gemäß BS 7448 oder ASTM E1820 bei festgelegten Temperaturen (typischerweise -20 °C oder -46 °C) durch. Minimale CTOD-Werte: Schweißgut ≥ 0,25 mm, Wärmeeinflusszone ≥ 0,30 mm. Wir haben CTOD-geprüfte X65-Rohre für Tiefseeprojekte in der Nordsee und im Golf von Mexiko geliefert.
Projektreferenz-Sauergaspipeline für das Nordwestliche Schelfgebiet (Australien)
Land:Australien (West-Australien, Nordwestlicher Schelf)
Standard & Güteklasse:API 5L X65 PSL2 mit Zusatz für saure Umgebungen gemäß NACE MR0175; zusätzliche Anforderungen an CTOD und niedrige Temperaturen
Abmessungen & Menge:
● Außendurchmesser 610 mm (24″) × Wandstärke 15,9 mm-45.000 Meter (ca. 9.200 Tonnen) hergestellt im UOE-Verfahren
● Außendurchmesser 610 mm (24″) × WT 19,0 mm-12.000 Meter (ca. 2.800 Tonnen) hergestellt im UOE-Verfahren (dickere Wandstärke für den Steigrohrabschnitt)
● Außendurchmesser 813 mm (32″) × Wandstärke 22,2 mm-8.000 Meter (ca. 3.100 Tonnen) hergestellt im JCOE-Verfahren (Landabschnitt)
Gesamt:65.000 Meter (65 km), ca. 15.100 Tonnen
Spezifikationen:Äußere 3LPP-Beschichtung (3,5 mm) für hohe Temperaturen (95 °C), abgeschrägte Enden 30°/1,6 mm, Wasserdruckprüfung bei 18,0 MPa (Auslegungsdruck 12,5 MPa). Obligatorische Kerbschlagprüfung nach Charpy bei -20 °C (min. 50 J, erreicht 100–160 J). CTOD bei -20 °C: Schweißgut ≥ 0,25 mm, Wärmeeinflusszone ≥ 0,30 mm (erreicht 0,35–0,55 mm). HIC gemäß NACE TM0284 Lösung A, 96 h-Annahme: CLR = 0 %, CTR = 0 %, CSR = 0 %. SSC gemäß NACE TM0177 Methode A, 720 h bei 90 % SMYS-Keine Rissbildung. Maximale Härte 85 HRB. Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) aller Rohre (Haltezeit 590 °C ± 10 °C, 1,5 Stunden). 100 % Ultraschallprüfung mit TOFD plus 20 % Raumtemperaturprüfung. Fremdprüfung durch DNV Australien.
Anwendung:Eine Erdgasleitung transportiert Erdgas von Offshore-Feldern (mit einem H₂S-Gehalt von 15–25 ppm) zu einer LNG-Anlage an Land. Die 65 km lange Pipeline umfasst einen Tiefseeabschnitt (Wassertiefe 200–300 m) und einen Landabschnitt durch korrosiven Boden. Die Pipeline wird bei 95 °C und 12,5 MPa betrieben.
Technische Herausforderungen und Lösungen:
● Hohe Temperatur (95 °C) in Kombination mit saurem Service -Die meisten Pipelines für korrosive Medien werden unter 80 °C betrieben. Bei 95 °C legt die Norm NACE MR0175 strengere Grenzwerte für Härte und Werkstoffauswahl fest. Womic wählte Molybdän-legierte Bleche (Mo 0,20–0,25 %) und verwendete eine 3LPP-Beschichtung (Polypropylen, bis 120 °C) anstelle von 3LPE (bis 80 °C). Die Wärmebehandlungstemperatur nach dem Schweißen (PWHT) wurde auf 580 °C reduziert, um ein Überhärten zu vermeiden. Härte nach dem PWHT: Grundwerkstoff 78–82 HRB, Schweißnaht 80–84 HRB-weit innerhalb des zulässigen Rahmens.
● Anforderung an die Rissfreiheit (HIC) -Der Kunde forderte CLR = 0 % (keine HIC-Risse). Womic verwendete schwefelarme Platten (S ≤ 0,0008 %) mit einem Ca/S-Verhältnis von 2,2. Nach der Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) ergab die HIC-Prüfung an 20 Proben (4 pro Schmelze) CLR = 0 %, CTR = 0 % und CSR = 0 %. Die Mikrostrukturuntersuchung zeigte ausschließlich globuläre Sulfide (kein längliches MnS).
● CTOD-Bruchzähigkeit für Offshore-Steigleitungen -Der Steigleitungsabschnitt (12 km) erforderte eine CTOD-Prüfung bei -20 °C. Womic führte die CTOD-Prüfung an Schweißgut und Wärmeeinflusszone durch. Ergebnisse: Schweißgut 0,40–0,55 mm, Wärmeeinflusszone 0,45–0,70 mm (deutlich über 0,25 mm/0,30 mm). Wir erstellten außerdem vollständige Empfehlungen zur Schweißverfahrensqualifizierung (WPQ) für die Stumpfschweißung vor Ort.
● Haftung der Hochtemperaturbeschichtung (3LPP) -Die 3LPP-Beschichtung erfordert eine FBE-Grundierung (Epoxidharz) und eine Polypropylen-Deckschicht. Die Beschichtung wurde von Womic in einer klimakontrollierten Werkstatt aufgetragen. Die Schälfestigkeit bei 95 °C betrug 75 N/cm (Minimum 50 N/cm). Die kathodische Ablösung bei 95 °C nach 28 Tagen betrug einen Radius von ≤ 6 mm.
● Logistik für abgelegene Gebiete in Westaustralien -Die Rohre wurden von Shanghai zum Hafen von Dampier (West-Australien) per Stückgutfrachter (28-tägige Reise) transportiert. Aufgrund der Zyklonsaison verzögerten sich zwei Lieferungen. Womic passte den Produktionsplan an, um die Lieferungen zu konsolidieren und Liegegebühren zu vermeiden. Alle 15.100 Tonnen wurden innerhalb des Projektzeitraums geliefert.
● Ergebnis:Die Sauergasleitung wurde im ersten Quartal 2025 in Betrieb genommen. Nach 18 Monaten Betrieb ergab die In-Line-Inspektion (ILI) keine Auffälligkeiten im Zusammenhang mit HIC oder SSC. Der Betreiber hat Womic Steel als qualifizierten Lieferanten für zukünftige Sauergasprojekte im Nordwestlichen Schelfgebiet zugelassen.
Kontakt:
Webseite: www.womicsteel.com
E-Mail: sales@womicsteel.com
Tel. / WhatsApp / WeChat:
Victor: +86 15575100681
Jack: +86 18390957568
Womic Steel-Ihr zuverlässiger Partner für API 5L X65 PSL2 LSAW-Stahlrohre für den Einsatz in sauren Umgebungen für Hochdruck-Sauergasleitungen, Tiefsee-Offshore-Pipelines und Anwendungen in sauren Umgebungen weltweit.
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