DNV-OS-F101 L450 SAWL Unterwasser-Pipeline-Stahlrohr: Fertigungsmöglichkeiten und Produktspezifikationen

Warum Womic-Stahl für DNV Offshore-Rohrleitungen?

● Von DNV GL zugelassener Hersteller für SAWL-Rohre

● UOE-Verfahren mit 6.000-t-O-Presse und 72-Segment-Expander – Ovalität ≤ 0,15 %

● Eigene CTOD-Prüfkapazität (CNAS-akkreditiertes Labor)

● Umfangreiche Erfahrung mit Projekten in der Nordsee, Brasilien und Westafrika

● Fremdbewertung durch DNV, ABS, BV oder einen Vertreter des Kunden

● Vollständige Einhaltung von DNV-OS-F101 (einschließlich der Anhänge A, B und D, sofern erforderlich)

Häufig gestellte Fragen:

F: Worin besteht der Unterschied zwischen DNV-OS-F101 L450 und API 5L X65 für Unterwasseranwendungen?
A: DNV-OS-F101 ist speziell für Offshore-Pipelines konzipiert. Wesentliche Unterschiede: strengere Toleranz gegenüber Ovalität (0,2 % statt 0,5 %), obligatorische CTOD-Bruchzähigkeitsprüfung (nicht erforderlich nach API 5L), höhere Anforderungen an die Charpy-Kerbschlagzähigkeit (oft 50 J statt 27 J) sowie zusätzliche Anforderungen an die Kollapsbeständigkeit und die Ermüdungsfestigkeit. Für Tiefseeprojekte ist DNV der bevorzugte Standard.

F: Bieten Sie CTOD-Prüfungen für Schweißgut und Wärmeeinflusszone an?
A: Ja. Wir führen CTOD-Prüfungen (Crack Tip Opening Displacement) gemäß BS 7448 oder ASTM E1820 durch. Die Prüfungen können bei -20 °C, -30 °C, -46 °C oder nach Ihren Vorgaben erfolgen. Typische Ergebnisse: Schweißgut δ ≥ 0,35 mm, Wärmeeinflusszone δ ≥ 0,40 mm. Die CTOD-Prüfung wird von einem DNV-Sachverständigen überwacht.

F: Können Sie L450 für den Einsatz in sauren Umgebungen (H₂S) liefern?
A: Ja. Wir liefern L450 mit Zusatz für den Einsatz in korrosiven Umgebungen gemäß DNV-OS-F101 Anhang A. Dies erfordert einen niedrigeren CEV-Wert (≤ 0,40 %), einen geringeren Molybdänzusatz (0,15–0,25 %), eine Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT), eine Härte von ≤ 85 HRB sowie HIC/SSC-Prüfungen. Wir haben L450 für den Einsatz in korrosiven Umgebungen bereits an Offshore-Projekte in der Nordsee und im Nahen Osten geliefert.

F: Welcher maximalen Wassertiefe können Ihre Rohre standhalten?
A: Die Kollapsbeständigkeit hängt vom Verhältnis von Durchmesser zu Wandstärke (D/t), der Ovalität und der Streckgrenze ab. Bei einem typischen L450-UOE-Rohr mit D/t = 30 (z. B. 610 mm × 20 mm) und einer Ovalität von 0,2 % übersteigt der Kollapsdruck 30 MPa (entspricht einer Wassertiefe von 3000 m). Für größere Wassertiefen können wir dickere Wände oder eine geringere Ovalität auslegen. Bitte geben Sie Ihre Wassertiefe und den Auslegungsdruck für eine Kollapsanalyse an.

F: Ist eine DNV-Prüfung für jede Sendung erforderlich?
A: DNV-OS-F101 schreibt vor, dass der Hersteller über ein anerkanntes Qualitätssicherungssystem verfügt und die Produktion von DNV an festgelegten Prüfpunkten (z. B. Druckprüfung, CTOD, Maßprüfung) überwacht wird. Die Produktionsstätte von Womic wird jährlich von DNV auditiert. Für jeden Auftrag beauftragen wir DNV-Prüfer, die die erforderlichen Prüfungen begleiten. Auf Kundenwunsch können wir auch ABS-, BV- oder LR-Prüfungen veranlassen.

F: Wie lange ist die typische Lieferzeit für DNV-zertifizierte L450-Rohre?
A: 90–120 Tage, inklusive DNV-Prüftermin. Die Lieferzeit ist abhängig von der Plattenverfügbarkeit (TMCP-Platten für Offshore-Anwendungen haben längere Lieferzeiten, typischerweise 10–14 Wochen). Die CTOD-Prüfung verlängert die Lieferzeit um 2–3 Wochen. Bei Nachbestellungen mit vorqualifizierten Platten kann die Lieferzeit auf 60–75 Tage reduziert werden.

Projektreferenz – Westafrikanische Tiefsee-Gasexportpipeline (Golf von Guinea)

Land:Küstennahes Grenzgebiet zwischen Nigeria und Äquatorialguinea (Golf von Guinea)
Standard & Güteklasse:DNV-OS-F101 L450 SAWL (UOE) mit Sauergas-Servicezusatz
Abmessungen & Menge:

l OD 610 mm (24″) × WT 20,6 mm – 52.000 Meter (ca. 13.500 Tonnen), hergestellt im UOE-Verfahren

l OD 610mm (24″) × WT 25,4mm – 8.000 Meter (ca. 2.500 Tonnen) hergestellt im UOE-Verfahren (Steigleitungsabschnitt und Uferanbindung)
Gesamt:60.000 Meter (60 km), ca. 16.000 Tonnen

Spezifikationen:Äußere 3LPE-Beschichtung (3,2 mm) mit Betongewichtsbeschichtung (60 mm, Dichte 3.050 kg/m³) für negativen Auftrieb. Abgeschrägte Enden 30°/1,6 mm. Druckprüfung bei 25,0 MPa (Auslegungsdruck 18,0 MPa). Wassertiefe: 800–1.400 m. Obligatorische Kerbschlagbiegeprüfung bei -20 °C (min. 50 J, erreicht 120–180 J). CTOD bei -20 °C: Schweißgut ≥ 0,25 mm, Wärmeeinflusszone ≥ 0,30 mm (erreicht 0,40–0,65 mm). DWTT bei -20 °C: Scherfläche ≥ 85 % (erreicht 90–98 %). Ovalität ≤ 0,2 % (UOE erreicht 0,08–0,15 %). Härte ≤ 85 HRB (für schwefelhaltige Medien). HIC gemäß NACE TM0284: CLR 0 %, CTR 0 %, CSR 0 %. SSC gemäß NACE TM0177: keine Rissbildung. 100 % UT mit TOFD, plus 25 % RT. Fremdprüfung durch DNV GL während der gesamten Produktion.

Anwendung:Eine Tiefsee-Gasexportpipeline transportiert Erdgas von Offshore-Feldern (Wassertiefe 800–1400 m) zu einem LNG-Terminal an Land. Die 60 km lange Pipeline besteht aus einer Tiefsee-Hauptleitung (52 km, 20,6 mm Wandstärke), einem dynamischen Steigrohr (4 km, 25,4 mm Wandstärke) und einer Landzufahrt durch die Brandungszone (4 km, 25,4 mm Wandstärke mit Betonbeschichtung). Das Gas enthält Spuren von H₂S (5–10 ppm) und CO₂ (3–5 %), weshalb eine Qualifizierung für den Einsatz in sauren Umgebungen erforderlich ist.

Technische Herausforderungen und Lösungen:

1. Tiefwasser-Kollapsbeständigkeit (1400 m Wassertiefe)Der externe hydrostatische Druck in 1400 m Tiefe beträgt ca. 14,3 MPa. Der erforderliche Kollapsdruck mit Sicherheitsfaktor liegt bei > 25 MPa. Womic entwickelte das 24″ × 20,6 mm UOE-Rohr mit einem Durchmesser-zu-Wanddicken-Verhältnis (D/t) von 29,6. Mithilfe des UOE-Verfahrens wurde eine Ovalität von 0,08–0,12 % erreicht (deutlich unter dem DNV-Grenzwert von 0,2 %). An zwei Proben wurden Finite-Elemente-Analysen (FEA) und Kollapsdruckversuche im Originalmaßstab durchgeführt. Die erreichten Kollapsdrücke betrugen 27,8 MPa und 28,5 MPa – beide Werte lagen über der Anforderung.

2. CTOD-Bruchzähigkeit für dynamische SteigleitungenDer Steigrohrabschnitt ist aufgrund von Schiffsbewegungen und Wellen einer Ermüdungsbelastung ausgesetzt. DNV fordert CTOD-Prüfungen bei -20 °C. Womic führte CTOD-Prüfungen am Schweißgut und der Wärmeeinflusszone (WEZ) der 25,4-mm-Rohre durch. Ergebnisse: Schweißgut δ = 0,42–0,55 mm, WEZ δ = 0,48–0,65 mm. Zur Unterstützung der Ermüdungslebensdaueranalyse des Kunden erstellten wir außerdem SN-Dehnungskurven für die Umfangsschweißnaht.

3. Saurer Service mit Spuren von H₂SObwohl die H₂S-Konzentration niedrig ist (5–10 ppm), erforderte das Projekt aufgrund des hohen Drucks (18 MPa) und des Risikos lokaler Korrosion eine vollständige Qualifizierung für den Einsatz in schwefelhaltigen Umgebungen. Womic verwendete schwefelarme Bleche (S ≤ 0,0010 %), einen CEV-Wert von ≤ 0,38 %, einen Molybdänzusatz von 0,20 % und führte eine Wärmebehandlung nach dem Schweißen (PWHT) bei 580 °C für 1,5 Stunden durch. Die Härte nach der Wärmebehandlung betrug für das Grundmaterial 78–82 HRB und für die Schweißnaht 80–85 HRB. Die HIC- und SSC-Prüfungen wurden ohne Rissbildung bestanden.

4. Kompatibilität von Betongewichtsbeschichtungen und 3LPEDer Uferzufahrtsbereich erforderte eine 60 mm dicke, mit Stahlgewebe verstärkte Betonbeschichtung zur Stabilisierung des Untergrunds. Die Betonbeschichtung wurde mit einem Haftvermittler auf 3LPE aufgebracht. Womic koordinierte die Zusammenarbeit mit einem spezialisierten Beschichtungsunternehmen in Angola. Wir stellten Prüfkörper für Haftungs- und Schlagprüfungen bereit. Die Betonbeschichtung bestand den Falltest (Fallhöhe 1 m, keine Rissbildung).

5. Kompatibilität der SpuleninstallationDie Pipeline wurde im Reel-Lay-Verfahren (Aufspulen auf ein Spulenschiff) verlegt. Dies erfordert eine extrem präzise Ovalitätskontrolle (≤ 0,2 %) und eine Schweißnahtverstärkungshöhe von ≤ 0,5 mm. Womic kontrollierte die Ovalität auf 0,08–0,15 % und schliff die Schweißnahtkappen auf eine Höhe von ≤ 0,3 mm. Wir führten zehn Simulationszyklen des Aufspulens im Originalmaßstab an einem Testrohr durch – ohne Rissbildung oder Verschlechterung der Ovalität.

6. DNV-Begutachtung und -DokumentationDie von DNV geprüften Gutachter überwachten die hydrostatische Prüfung, die CTOD-, HIC- und SSC-Messungen sowie die Maßprüfung jeder Charge. Womic lieferte innerhalb von vier Wochen nach Versand ein 1.500-seitiges Qualitätsdossier (einschließlich aller Prüfberichte, PWHT-Diagramme, UT-Protokolle und der Unterschriften der Gutachter). Das Dossier wurde ohne Beanstandungen akzeptiert.

7. Ergebnis:Die Pipeline wurde im zweiten Quartal 2025 erfolgreich mit dem Verlegeschiff „Deep Constructor“ installiert. Während des Aufspulens, der Verlegung und der anschließenden Tests traten keine Rohr- oder Schweißnahtfehler auf. Der Projektleiter des Kunden erklärte: „Die Ovalitätskontrolle und die CTOD-Werte von Womic haben unsere Erwartungen übertroffen. Die Rohre ließen sich vor Ort mit einer Abnahmerate von 98 % beim ersten Schweißdurchgang problemlos verschweißen.“ Womic Steel ist nun für zwei weitere Tiefsee-Gasexportprojekte in Westafrika als Lieferant zugelassen.

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

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Jack: +86 18390957568

Womic Steel – Ihr zuverlässiger Partner für DNV-OS-F101 L450 SAWL Stahlrohre für den Tiefsee-Gasexport, Unterwasser-Pipelines und Offshore-Steigleitungssysteme weltweit.