ທໍ່ນ້ຳມັນປະເພດໃດທີ່ສາມາດຕ້ານການກັດກ່ອນໄດ້ໃນສະພາບແວດລ້ອມນ້ຳມັນທີ່ມີເກືອສູງ?

ການເຂົ້າໃຈກັບສະພາບການກັດກ່ອນໃນສະພາບແວດລ້ອມທີ່ມີເກືອສູງໃນບ່ອນຂຸດນ້ຳມັນ

ສະພາບແວດລ້ອມຂອງບ່ອນຂຸດນ້ຳມັນທີ່ມີເກືອສູງສຸດມີຄວາມສ່ຽງດ້ານການກັດກ່ອນທີ່ສາມາດເຮັດໃຫ້ທໍ່ນ້ຳມັນ casing ສູນເສຍຄວາມເຂັ້ມແຂງໄດ້. ກວ່າ 25% ຂອງເຫດການດ້ານຄວາມປອດໄພໃນອຸດສະຫະກຳນ້ຳມັນ ແລະ ກັດແກັດມາຈາກການກັດກ່ອນ, ນ້ຳທີ່ມີເກືອ ແລະ ກັດແກັດທີ່ເປັນກົດສາມາດເຮັດໃຫ້ເກີດການເສື່ອມໂຊມໄດ້ຫຼາຍຢ່າງພ້ອມກັນ.

ກົນໄກການກັດກ່ອນໃນບ່ອນຂຸດນ້ຳມັນທີ່ມີກັດແກັດສູງ ແລະ ບ່ອນທີ່ບໍ່ມີກັດແກັດ

ປະມານສອງສ່ວນສາມຂອງການແຕກຫັກຂອງ casing ໃນບໍ່ເຈາະເກີດຈາກການກັດກ່ອນທີ່ເກີດຈາກ hydrogen sulfide (H2S) ແລະ ການກັດກ່ອນຈາກ carbon dioxide (CO2). ເມື່ອມີ H2S ມັນຈະສ້າງສານປະສົມ iron sulfide ແລະ ປ່ອຍອາຕໍມຂອງ hydrogen ອອກມາ ເຊິ່ງຈະເຂົ້າໄປໃນໂຄງສ້າງເຫຼັກໃນໄລຍະຍາວ. CO2 ກໍ່ມີຜົນກະທົບອີກຢ່າງໜຶ່ງຄືການລົດ pH ຂອງນ້ຳເບືອລົງເຖິງ 3.8 ຫາ 4.5 ເຊິ່ງເຮັດໃຫ້ການກັດກ່ອນເກີດຂຶ້ນໄວຂຶ້ນເຖິງສາມເທົ່າຂອງສະພາບປົກກະຕິ. ຂໍ້ມູນຈາກສະຖານທີ່ສະແດງໃຫ້ເຫັນວ່າ ເມື່ອລະດັບ H2S ສູງເກີນ 0.05 psi, ຜູ້ດຳເນີນງານຈຳເປັນຕ້ອງປ່ຽນໄປໃຊ້ໂລຫະອາລູມິນຽມພິເສດເພື່ອຫຼີກລ່ຽງບັນຫາການແຕກຕົກຄ້າງຈາກການກັດກ່ອນ sulfide stress.

ບົດບາດຂອງນ້ຳໃນຊັ້ນຮ້ອນ (ປະເພດ Calcium Chloride) ໃນການແຕກຕົກຄ້າງຈາກການກັດກ່ອນ

ນ້ຳເບືອປະເພດ calcium chloride (50,000–300,000 ppm Cl−) ສາມາດເຮັດໃຫ້ການກັດກ່ອນເພີ່ມຂຶ້ນໄດ້ 3 ປະເພດ:

ກົນໄກ	ผลกระทบ
ການເຈາະຂອງອະນຸໄອອອນ chloride	ທຳລາຍຊັ້ນ oxide ທີ່ເຮັດໃຫ້ເກີດການປ້ອງກັນ
ເຊວ electrochemical concentration	ເຮັດໃຫ້ເກີດການກັດກ່ອນໃນທ້ອງຖິ່ນ
ການເສຍຫຍາບຍ້ອນ hydrogen	ຫຼຸດຄວາມຍືດຫຍຸ່ນຂອງທາດເຫຼັກລົງ 40¬â€“60%

ການປະສົມນີ້ຈະຫຼຸດລະດັບຄວາມເຄັ່ງດຶງເພື່ອເລີ່ມຕົ້ນການແຕກຮ້າວຈາກ 80% ລົງເປັນ 50% ຂອງຄວາມເຂັ້ມແຂງຕາມທີ່ກຳນົດໄວ້ໃນ API 5CT L80 casing

ປັດໃຈແວດລ້ອມສຳຄັນ: ນ້ຳເຄັມ, CO¬âƒ’, ແລະ H¬âƒ’S

ຜົນກະທົບຕົວຄູນຂອງອັດຕາການກັດເຊື່ອ

• ຄວາມເຄົາ : 200,000 ppm NaCl ສານເພີ່ມນຳໄຟຟ້າ 5 ເທົ່າເມື່ອທຽບກັບນ້ຳຈືດ
• CO¬âƒ’ : ຄວາມດັນພາກສ່ວນທີ່ເກີນ 30 psi ຈະເພີ່ມອັດຕາການກັດເຊື່ອໂດຍສາເຫດກ້ອນໂພງເປັນ 3 ເທົ່າ
• H¬âƒ’S : ສານປະລິມານ 50 ppm ຈະຫຼຸດລະດັບຄວາມສອດຄ່ອງຕາມມາດຕະຖານ NACE MR0175 ລົງ 70%

ຂໍ້ມູນຈາກສະຖານທີ່ສະແດງໃຫ້ເຫັນວ່າປັດໃຈເຫຼົ່ານີ້ເຮັດໃຫ້ອາຍຸການໃຊ້ງານ casing ຫຼຸດລົງຈາກ 20 ປີເປັນ 3¬â€“5 ປີໃນບໍ່ແຮ່ທີ່ມີຄວາມເຄັມສູງ

ການແຕກຕົວຂອງໂລຫະແລະການກັດເຊື້ອມດ້ວຍຄວາມເຄັ່ງຕຶງໃນສະພາບແວດລ້ອມທີ່ມີເກືອສູງ

ເມື່ອເຫຼັກດູດຊືມເອົາໂຢດໄດໂລຊິນ (Hydrogen) ມັນມັກເກີດຂື້ນພາຍໃນ 4 ຂັ້ນຕອນຫຼັກ. ຂັ້ນຕອນທຳອິດ, ກຸ່ມໂຢນໂລຊິນທີ່ມີປະຈຸໄຟຟ້າບວກຈະຖືກຫຼຸດລົງຕາມພື້ນຜິວຄາໂທດ (Cathodic surfaces). ຫຼັງຈາກນັ້ນໂລຊິນໃນຮູບແບບອະຕອມຈະເຂົ້າໄປໃນຊ່ອງຫວ່າງລະຫວ່າງຜົນເກັດຂອງໂລຫະໄດ້. ເມື່ອຄວາມເຄັ່ງຕຶງເກີນກ່ວາ 55 ksi, ໂລຊິນເຫຼົ່ານີ້ຈະມີແນວໂນ້ມລວມກັນ. ສຸດທ້າຍ, ຄວາມແຕກຕົວນ້ອຍໆຈະເລີ່ມເກີດຂື້ນຕາມຊ່ອງຫວ່າງດັ່ງກ່າວທີ່ມີໂລຊິນຫຼາຍ. ສິ່ງທັງໝົດນີ້ມີຄວາມໝາຍແນວໃດຕໍ່ຄຸນສົມບັດຂອງວັດສະດຸ? ຄວາມແຂງແຮງຕໍ່ການແຕກຕົວຈະຫຼຸດລົງຢ່າງຫຼວງຫຼາຍ - ຈາກປະມານ 90 MPa√m ຫຼຸດລົງເຫຼືອຕ່ຳກ່ວາ 30 MPa√m ໃນເຫຼັກທີ່ຜ່ານຂະບວນການຊຸບແລະຄວບຄຸມອຸນຫະພູມ. ສົ່ງຜົນໃຫ້ພວກເຮົາມັກເຫັນການແຕກຕົວຂອງວັດສະດຸແບບເປັນສ່ວນໆເກີດຂື້ນໃນໄລຍະ 6 ຫາ 18 ເດືອນຫຼັງຈາກທີ່ສຳຜັດກັບໂລຊິນເປັນຄັ້ງທຳອິດ. ເວລາທີ່ເສື່ອມສະພາບນີ້ເປັນຂໍ້ມູນທີ່ສຳຄັນຫຼາຍສຳລັບວິສະວະກອນທີ່ເຮັດວຽກກັບສະພາບແວດລ້ອມທີ່ມີໂລຊິນປະກອບຢູ່ພາຍໃນ.

ວັດສະດຸຕ້ານການກັດເຊື້ອສຳລັບທໍ່ນ້ຳມັນ

ເຫຼັກໂລຫະປະສົມຕ່ຳ 3% Cr: ການປະກອບແລະການປະຕິບັດໃນສະພາບແວດລ້ອມທີ່ມີເກືອສູງ

ເຫຼັກໂລຫະປະສົມຕ່ຳທີ່ມີສານโครເມຽມ 3% ເປັນທາງເລືອກທີ່ເປັນເງິນຕົ້ນທຶນຕ່ຳໃນຂຸດຄົ້ນນ້ຳມັນທີ່ມີບັນຫາການກັດກ່ອນປານກາງ. ເຫຼັກປະເພດນີ້ປະກອບດ້ວຍສານโครເມຽມປະມານ 3% ທີ່ສ້າງຊັ້ນອົກຊີດປ້ອງກັນໃນຜິວໜ້າ. ຊັ້ນດັ່ງກ່າວຊ່ວຍຫຼຸດການກັດກ່ອນທີ່ກ່ຽວຂ້ອງກັບກາກບອນໄດອອກໄຊ້ປະມານ 60% ເມື່ອທຽບກັບເຫຼັກກາກບອນທົ່ວໄປທີ່ມີໃນຕະຫຼາດ. ການທົດສອບທີ່ດຳເນີນໃນສະພາບແວດລ້ອມນ້ຳທະເລທີ່ອຸດົມໄປດ້ວຍແຄວຊຽມຄລໍໄຣ (ປະມານ 150,000 ສ່ວນຕໍ່ລ້ານສ່ວນຂອງສານແຂງລະລາຍ) ສະແດງໃຫ້ເຫັນອັດຕາການກັດກ່ອນຕ່ຳກ່ວາ 2 ມິນລິຕະລອນຕໍ່ປີ ສະເພາະແຕ່ໃນອຸນຫະພູມທີ່ສູງເຖິງ 120 ອົງສາເຊີນຊັດ. ຜົນໄດ້ຮັບເຫຼົ່ານີ້ດີກ່ວາເຫຼັກປະເພດ J55 ແລະ N80 ທີ່ນິຍົມໃຊ້ໃນສະພາບດຽວກັນ ໃນຂະນະທີ່ຮັກສາຄວາມເຂັ້ມແຂງຕໍ່ການຍືດຕົວຂອງວັດສະດຸໄວ້ປະມານ 90 ກິໂລປອນຕໍ່ຕາລາງນິ້ວ

ເຫຼັກກ້າລົງເງີິນ: Duplex ແລະ Super Duplex ສຳລັບບໍ່ນ້ຳມັນທາງທະເລ ແລະ ບໍ່ທີ່ມີຄວາມເຄັມສູງ

Duplex stainless steels ມີປະມານ 22 ຫາ 25 ສ່ວນຮ້ອຍຂອງໂຄເຣັມ ແລະ 3 ຫາ 5 ສ່ວນຮ້ອຍຂອງໂມລີບດີນັມ ຊຶ່ງໃຫ້ຄວາມຕ້ານທານຕໍ່ chloride ທີ່ດີເລີດ ແມ້ກະທັ້ງໃນການປະສົມທີ່ສູງເຖິງ 50,000 ສ່ວນຕໍ່ລ້ານສ່ວນ ໃນຂະນະທີ່ຍັງຮັກສາຄຸນສົມບັດທາງກົນຈັກທີ່ເຂັ້ມແຂງໄວ້ໄດ້ ດ້ວຍຄວາມເຂັ້ມແຂງຂອງການຍືດຕົວຢູ່ລະຫວ່າງ 100 ຫາ 120 ksi. ພວກອະນຸພາກ super duplex ເຊັ່ນ UNS S32750 ໄດ້ພິສູດຕົນເອງວ່າເຊື່ອຖືໄດ້ໃນການດຳເນີນງານໃນສະພາບແວດລ້ອມທີ່ຮຸນແຮງ ບ່ອນທີ່ອຸນຫະພູມສູງເຖິງ 250 ອົງສາເຊີນຊີອັດໃນຂຸມນ້ຳມັນຂຸດເຈາະທາງທະເລທີ່ອຸດົມໄປດ້ວຍ hydrogen sulfide. ການທົດລອງໃນອ່າວເມັກຊິໂກໄດ້ສະແດງໃຫ້ເຫັນການປັບປຸງຢ່າງຫຼວງຫຼາຍເຊັ່ນກັນ. ໃນບັນດາບ່ອນເກັບນ້ຳທີ່ມີເກືອຫຼາຍບ່ອນທີ່ລະດັບ chloride ເກີນ 300,000 ppm, ວິສະວະກອນພົບວ່າການໃຊ້ທໍ່ duplex steel ສາມາດຫຼຸດຜ່ອນຄວາມຕ້ອງການການບຳລຸງຮັກສາລົງເກືອບເຄິ່ງໜຶ່ງພາຍໃນໄລຍະເວລາຫ້າປີ ເມື່ອທຽບກັບທາງເລືອກຂອງທໍ່ martensitic steel 13Cr ທີ່ນິຍົມໃຊ້ກ່ອນໜ້ານີ້.

ອາລູມິນຽມທີ່ອີງໃສ່ນິກເຄີລ: Inconel ແລະ Hastelloy ໃນສະພາບ HPHT ແລະ Sour

ໃນສະພາບແວດລ້ອມທີ່ຮຸນແຮງຫຼາຍເຊິ່ງອຸນຫະພູມເກີນ 150 ອົງສາເຊິນແລະລະດັບຂອງແກັດໄຊຍານິດໄຮໂດເຈນ (Hydrogen Sulfide) ສູງເຖິງປະມານ 15%, ອາລູມິນຽມໂລຫະນິກເຊິ່ງປະກອບດ້ວຍນິກເຄີລ໌ (nickel), ໂຄເມຽມ (chromium) ແລະ ໂມລີບເດນິມ (molybdenum) ເຊັ່ນ Inconel 625 ສາມາດຮັກສາອັດຕາການກັດກ່ອນໃຫ້ຕ່ຳກ່ວາ 0.1 ມິນລິຕອນຕໍ່ປີ ເນື່ອງຈາກຮຸ້ນປ້ອງກັນທີ່ສະຖຽນ. ອີກທາງເລືອກໜຶ່ງທີ່ຄວນພິຈາລະນາແມ່ນ Hastelloy C-276, ເຊິ່ງມີສ່ວນປະກອບໂມລີບເດນິມ (molybdenum) ສູງປະມານ 15 ຫາ 17%. ສ່ວນປະສົມດັ່ງກ່າວຊ່ວຍຕ້ານການກັດກ່ອນແບບເຈາະຮູໄດ້ດີເຖິງແມ່ນວ່າຖືກສຳຜັດກັບນ້ຳເຄັມທີ່ປະກອບດ້ວຍໄອໂອນ chloride ຫຼາຍກ່ວາ 500,000 ສ່ວນຕໍ່ລ້ານສ່ວນ. ຖ້ຽງແມ່ນໂລຫະນິກເຫຼົ່ານີ້ມັກຈະມີລາຄາສູງກ່ວາໂລຫະສະແຕນເລດທົ່ວໄປປະມານ 8 ຫາ 12 ເທົ່າສຳລັບການນຳໃຊ້ໃນລັກສະນະດຽວກັນ, ແຕ່ພວກມັນມັກຈະສາມາດໃຊ້ງານໄດ້ຫຼາຍກ່ວາ 25 ປີໃນສະພາບການໃຊ້ງານທີ່ຫຍຸ້ງຍາກເຊັ່ນ: ໂຄງການພະລັງງານຄວາມຮ້ອນພູເຂົາໄຟ ແລະ ບໍ່ນ້ຳມັນທີ່ມີຄວາມເປັນກົດສູງ. ອາຍຸການໃຊ້ງານທີ່ຍາວນານເຮັດໃຫ້ໂລຫະນິກເຫຼົ່ານີ້ມີຄວາມຄຸ້ມຄ່າໃນແງ່ເສດຖະກິດ ເຖິງແມ່ນຈະຕ້ອງລົງທຶນເບື້ອງຕົ້ນສູງກໍຕາມ ເນື່ອງຈາກພວກມັນຊ່ວຍຫຼຸດຜ່ອນການຢຸດເຊົາການດຳເນີນງານອັນເນື່ອງມາຈາກບັນຫາການບຳລຸງຮັກສາ.

ການປຽບທຽບການປະຕິບັດງານ ແລະ ການນຳໃຊ້ໃນໂລກຈິງຂອງທໍ່ນ້ຳມັນທີ່ຕ້ານກັບການກັດກ່ອນ

ກໍລະນີສຶກສາ: ເຫຼັກ 3Cr ແລະ ເຫຼັກກ້າມ້ານກັດກ່ອນໃນສະໜາມທີ່ມີເກືອສູງ

ການທົດສອບທີ່ດຳເນີນໃນແຄມແມ່ນ້ຳ Permian ສະແດງໃຫ້ເຫັນວ່າ ທໍ່ນ້ຳມັນເຫຼັກ 3Cr ສາມາດຫຼຸດການກັດກ່ອນລົງໄດ້ປະມານ 62% ເມື່ອທຽບກັບທໍ່ເຫຼັກກາບອນປົກກະຕິ ໃນສະພາບທີ່ມີລະດັບ chloride ສູງຫຼາຍ (ປະມານ 90,000 ppm) ຕະຫຼອດໄລຍະເວລາ 3 ປີຕິດຕໍ່ກັນ. ການປະຕິບັດງານທີ່ດີກວ່ານັ້ນຍັງຖືກສັງເກດເຫັນໃນເຫຼັກກ້າມ້ານກັດກ່ອນປະເພດ duplex stainless steel ໃນບາງບ້ວງຂຸດຄົ້ນທາງທະເລໃກ້ Bahrain. ຫຼັງຈາກ 5 ປີໃນສະພາບແວດລ້ອມທີ່ຮ້າຍແຮງທີ່ມີປະມານ 120,000 ppm ຂອງສານແຂງລະລາຍ, ບໍ່ມີການສູນເສຍຄວາມໜາຂອງທໍ່ໃຫ້ເຫັນເລີຍ. ຜົນການສຳຫຼວດເຫຼົ່ານີ້ໄດ້ຢືນຢັນຄວາມເຊື່ອຂອງວິສະວະກອນຫຼາຍຄົນທີ່ເວົ້າມາຕະຫຼອດ - ວັດສະດຸພິເສດເຫຼົ່ານີ້ເຮັດວຽກໄດ້ດີໃນເຂດທີ່ຢູ່ໃກ້ກັບໂຄງສ້າງເກືອເຊິ່ງທໍ່ນ້ຳມັນປົກກະຕິມັກຈະເລີ່ມເສຍຫາຍພາຍໃນ 18 ຫາ 24 ເດືອນຂອງການໃຊ້ງານ.

ການປະຕິບັດງານໃນສະໜາມຂອງໂລຫະປະສົມນິໂຄເຊັນໃນສະພາບສະໜາມນ້ຳມັນທີ່ຮ້າຍແຮງ

ໃນກໍລະນີຂອງບໍ່ແຮ່ຄວາມດັນສູງຄວາມຮ້ອນສູງ ທີ່ຕ້ອງຈັດການທັງກັບແກັສໄຊຍານິດ (H2S) ຢູ່ທີ່ຄວາມດັນພາກສ່ວນປະມານ 15% ແລະ ແກັສຄາບອນໄດອອກໄຊ ດ້ວຍໂລຫະປະສົມນິໂຄເລີຍມີຄວາມເດັ່ນໜ້າກ່ວາໂລຫະປະສົມອື່ນໆທັງໝົດ. ການທົດລອງໃນອ່າວເມັກຊິໂກສະແດງໃຫ້ເຫັນອັດຕາການກັດເຊື່ອຍຕ່ຳກ່ວາ 0.02 mm ຕໍ່ປີ, ສິ່ງທີ່ດີເລີດຫຼາຍເມື່ອພິຈາລະນາເງື່ອນໄຂທີ່ຮ້າຍແຮງ. ພິຈາລະນາຂໍ້ມູນຈາກສະຖານທີ່ຈິງໃນປີ 2023, ນັກຄົ້ນຄວ້າໄດ້ກວດເບິ່ງບໍ່ແຮ່ແກັສ sour gas ທີ່ແຕກຕ່າງກັນ 40 ບໍ່ແຮ່ ແລະ ພົບສິ່ງທີ່ໜ້າສົນໃຈ. ໂລຫະປະສົມນິໂຄເລີຍ-ແຊີນຽມ-ໂມລີບເດັນ (nickel chromium molybdenum) ທີ່ໃຊ້ເປັນ casing ມີອາຍຸການໃຊ້ງານປະມານ 8 ປີ ດ້ວຍອັດຕາຄວາມຢູ່ລອດ 94%. ນັ້ນແມ່ນຍາວກ່ວາ 3 ເທົ່າຂອງໂລຫະປະສົມ duplex steel ໃນສະພາບການດຽວກັນ. ນັ້ນຈຶ່ງເປັນເຫດຜົນທີ່ໂລຫະປະສົມນິໂຄເລີຍກາຍເປັນທາງເລືອກທີ່ດີທີ່ສຸດໃນສະພາບແວດລ້ອມທີ່ຫຍາບຄາຍຫຼາຍ. ພວກເຮົາກຳລັງເວົ້າເຖິງສະຖານທີ່ທີ່ອຸນຫະພູມສູງເກີນ 350 ອົງສາແຟຼນໄຮຕ໌ ແລະ ຄວາມດັນເກີນ 15,000 ປອນຕໍ່ຕາລາງນິ້ວ.

ຕົ້ນທຶນ ເທິງ ອາຍຸການໃຊ້ງານ: ການປຽບທຽບດ້ານເສດຖະກິດຂອງການເລືອກໂລຫະປະສົມ

ລາຄາຂອງໂລຫະປະສົມນິກເກີນເລີ່ມຕົ້ນສູງກ່ວາ 3Cr ສະຕີນ 4-6 ເທົ່າ, ແຕ່ຜູ້ດໍາເນີນງານໃນສະຖານທີ່ Sabriyah ຂອງຄູເວດໄດ້ເຫັນວ່າຕົ້ນທຶນລວມຫຼຸດລົງ 23% ໃນໄລຍະ 10 ປີເນື່ອງຈາກການບໍາລຸງຮັກສາໜ້ອຍລົງ. ເຖິງຢ່າງໃດກໍຕາມ, ຖ້າເບິ່ງຕົວເລກດີໆຈະເຫັນບາງສິ່ງທີ່ໜ້າສົນໃຈ. ສໍາລັບບໍ່ແຮ່ທີ່ມີເກືອປະລິມານປານກາງ (ຄລໍໄຣ້ດ໌ຕໍ່າກ່ວາ 50,000 ສ່ວນຕໍ່ລ້ານ) ແລະ ບໍ່ຄາດວ່າຈະຢູ່ໄດ້ຫຼາຍກ່ວາເຈັດປີ, 3Cr ສະຕີນຍັງເປັນທາງເລືອກທີ່ດີໃນດ້ານການເງິນ. ເຖິງຢ່າງໃດກໍຕາມ, ໃນສະພາບແວດລ້ອມທາງທະເລທີ່ມີຄລໍໄຣ້ດ໌ຫຼາຍແລະ ການດໍາເນີນງານຕ້ອງການໃຫ້ຢູ່ໄດ້ 15 ປີຂຶ້ນໄປ, ແຜ່ນສະແຕນເລດ duplex ກໍເລີ່ມມີຄວາມດຶງດູດໃຈໃນດ້ານການລົງທຶນ. ເນື່ອງຈາກຜົນຕອບແບບລົງທຶນດີຂຶ້ນ.

ມາດຕະຖານໃນການເລືອກທໍ່ນ້ຳມັນ casing ທີ່ດີທີ່ສຸດໃນສະພາບແວດລ້ອມທີ່ກັດກ່ອນ

ການຄົບຄອງຄວາມຕ້ານກັດກ່ອນ, ຄວາມເຂັ້ມແຂງທາງກົນຈັກ ແລະ ຕົ້ນທຶນ

ການເລືອກວັດຖຸດິບສໍາລັບທໍ່ casing ນ້ໍາມັນໃນສະພາບແວດລ້ອມທີ່ເປັນເກືອແມ່ນຕ້ອງການວິທີການຄິດແບບລວມທັງໝົດ. ການຄົ້ນຄວ້າທີ່ຜຸ້ຈັດພິມໃນວາລະສານ International Journal of Pressure Vessels and Piping ໄດ້ເຜີຍແຜ່ໃນປີ 2025 ໄດ້ສຶກສາໂລຫະສັນລະສັງເຄາະທີ່ເຮັດຈາກທິດທາດທີ່ແຕກຕ່າງກັນສາມຊະນິດ. ພວກເຂົາເຈົ້າໄດ້ນໍາໃຊ້ເຄື່ອງມືຕັດສິນໃຈທີ່ມີຫຼາຍມາດຕະຖານເພື່ອຊອກຫາວ່າຫຍັງແມ່ນດີທີ່ສຸດ. ຜົນການຄົ້ນຄວ້າສະແດງໃຫ້ເຫັນວ່າບໍ່ມີໃຜເຮັດໄດ້ດີເວັ້ນເສຍແຕ່ວ່າຈະຕ້ອງມີການດຸ່ນດ່ຽງລະຫວ່າງຄວາມເຂັ້ມແຂງທາງກົນຈັກທີ່ຄິດເປັນ 50%, ການຕ້ານກັດເຊື້ອທີ່ຄິດເປັນ 30%, ແລະຕົ້ນທຶນທີ່ຄິດເປັນ 20%. ໃນການເລືອກທາງເລືອກຂອງເຫຼັກກາກບອນແທນ, ບໍລິສັດຕ້ອງປະເຊີນກັບການຕັດສິນໃຈທີ່ຍາກລໍາບາກລະຫວ່າງຄຸນສົມບັດທີ່ຕ້ອງການ, ສິ່ງທີ່ສາມາດຈ່າຍໄດ້, ແລະການບໍາລຸງຮັກສາໃນໄລຍະຍາວ.

ຄະແນນສະພາບ	ເຫຼັກ 3Cr	ເຫຼັກສະແຕນເລດແບບ Duplex	ຫົວໝາກ_nickel
ຕ້ານການກັດກ່ອນ	ປານກາງ	ສູງ	ເປັນພິเศດ
ກັບຄວາມແຂງ (MPa)	550¬â€“750	700¬â€“1,000	600¬â€“1,200
ດັດຊະນີຕົ້ນທຶນວັດຖຸດິບ	1.0	3.5¬â€“4.5	8.0¬â€“12.0

ມາດຕະຖານອຸດສາຫະກໍາ ແລະ ການຮັບຮອງໃບຢັ້ງຢືນສໍາລັບທໍ່ OCTG ທີ່ຕ້ານກັດເຊື້ອ

ການປະຕິບັດຕາມມາດຕະຖານ NACE MR0175/ISO 15156 ບໍ່ພຽງແຕ່ແນະນຳແຕ່ເປັນສິ່ງທີ່ຕ້ອງການເມື່ອເຮັດວຽກໃນສະພາບແວດລ້ອມກາຊມທີ່ມີປະລິມານ hydrogen sulfide. ມາດຕະຖານດັ່ງກ່າວໄດ້ກຳນົດໃຫ້ທໍ່ casing ສາມາດຮັບມືກັບປະລິມານ chloride ຢ່າງໜ້ອຍ 15% ທີ່ອຸນຫະພູມສູງເຖິງ 120 ອົງສາເຊີນຊັດໂດຍບໍ່ເກີດຄວາມຕົກຄ້າງຈາກການແຕກຕົວເນື່ອງຈາກ hydrogen. ສຳລັບຜູ້ດຳເນີນງານທີ່ກຳລັງພິຈາລະນາເລືອກວັດສະດຸ, ມີຊັ້ນຄຸນນະພາບທີ່ຄວນພິຈາລະນາ. API 5CT Grade L80-13Cr ດຳເນີນການໄດ້ດີໃນສະພາບທີ່ມີ carbon dioxide ຫຼາຍ, ໃນຂະນະທີ່ C110 ຖືກອອກແບບມາສຳລັບສະພາບແວດລ້ອມທີ່ມີ H2S ສູງ. ວັດສະດຸເຫຼົ່ານີ້ໄດ້ຜ່ານການທົດສອບຄວາມເສຍຫາຍຈາກການກັດກ່ອນຈາກພາກສ່ວນທີສາມຢ່າງເຂັ້ມງວດໃນສະພາບນ້ຳເຄັມມາແລ້ວ. ວິສະວະກອນທີ່ມີປະສົບການຫຼາຍຄົນຈະບອກທຸກຄົນວ່າການເລືອກໃຊ້ວັດສະດຸທີ່ຮັບຮອງເອົາມາໃຊ້ແມ່ນເປັນສິ່ງທີ່ສຳຄັນໃນການປ້ອງກັນຄວາມລົ້ມເຫຼວທີ່ເສຍຄ່າໃຊ້ຈ່າຍສູງໃນຂັ້ນຕອນຕ່າງໆ.

ຍຸດທະສາດປ້ອງກັນການກັດກ່ອນເພີ່ມເຕີມສຳລັບທໍ່ casing ນ້ຳມັນ

ຕົວຢັບຢັ້ງການກັດກ່ອນໃນສະພາບແວດລ້ອມທີ່ມີ CO¬âƒ’ ແລະ ແຮ່ເຢືອງ

ໃນເຂດນາ້ມັນທີ່ມີເກືອສູງທີ່ CO2 ແລະ H2S ມີຢູ່, ຢາປ້ອງກັນເຄມີພິເສດສາມາດຫຼຸດລາຄາການກັດກ່ອນໄດ້ຕັ້ງແຕ່ 60 ຫາ 80 ເປີເຊັນ. ສິ່ງທີ່ຜະລິດຕະພັນເຫຼົ່ານີ້ເຮັດແມ່ນສ້າງຊັ້ນປ້ອງກັນພາຍໃນທໍ່ casing ນ້ຳມັນ, ພວກມັນພຽງແຕ່ເຮັດໃຫ້ສິ່ງເປັນກົດເປັນກາງແລະຊ່ວຍປ້ອງກັນບັນຫາການແຕກຕົວຂອງໂລຫະທີ່ເກີດຈາກໂຢດທີ່ມັກຈະເກີດຂື້ນກັບເຄື່ອງມື. ບາງການທົດລອງໃນພື້ນທີ່ໃໝ່ໆກໍ່ໄດ້ສະແດງຜົນໄດ້ຮັບທີ່ດີເດັ່ນດ້ວຍ. ເມື່ອໃຊ້ຢາປ້ອງກັນທີ່ເຮັດມາຈາກອາມິນໃນນ້ຳເຄັມທີ່ອຸດົມໄປດ້ວຍແຄລເຊຽມຄລໍໄຣ້ແລະຮ່ວມກັບວິທີກວດຄວບຄຸມ pH ທີ່ເໝາະສົມ, ຜູ້ປະຕິບັດງານໄດ້ເຫັນປະສິດທິພາບປ້ອງກັນບັນຫາໄດ້ເຖິງປະມານ 92%. ປະສິດທິພາບປະເພດນີ້ເຮັດໃຫ້ຄ່າໃຊ້ຈ່າຍໃນການບຳລຸງຮັກສາແລະອາຍຸການໃຊ້ງານຂອງເຄື່ອງມືໃນສະພາບແວດລ້ອມທີ່ຮຸນແຮງດີຂື້ນຫຼາຍ.

ຊັ້ນປ້ອງກັນແລະຊັ້ນໃນເພື່ອຍືດອາຍຸການໃຊ້ງານຂອງທໍ່

ສີ TSA ກັບຊັ້ນປູ epoxy nanocomposite ສ້າງສິ່ງກີດຂວາງຫຼາຍຊັ້ນທີ່ຊ່ວຍບໍ່ໃຫ້ນ້ໍາເຄັມລົ່ນເຂົ້າໄປ. ການສຶກສາໄດ້ສະແດງໃຫ້ເຫັນວ່າ graphene ທີ່ເພີ່ມເຂົ້າໄປໃນຊັ້ນປູ epoxy ສາມາດຫຼຸດລາຄາການກັດກ່ອນລົງໄດ້ເຖິງປະມານ 10,000 ເທົ່າເມື່ອທຽບກັບພື້ນຜິວເຫຼັກທົ່ວໄປ. ໃນກໍລະນີຂອງອຸປະກອນໃນເຈາະ, ວັດສະດຸເຄື່ອງປະສົມເຊລາມິກແບບພິເສດເຫຼົ່ານີ້ສາມາດຮັບມືກັບຄວາມຮ້ອນສຸດຍອດທີ່ສູງເຖິງເກືອບ 350 ອົງສາເຊີນໄດ້ໂດຍບໍ່ສູນເສຍການຍຶດຈັບເຖິງແມ່ນວ່າຈະຢູ່ພາຍໃຕ້ຄວາມກົດດັນສູງຈາກການໄຫຼວຽນຂອງແຫຼວພາຍໃນທໍ່.

ລະບົບວັດສະດຸ-ຕົວຢັບຢັ້ງທີ່ປະສົມປະສານສໍາລັບເຈາະທາງບົກແລະເຈາະຄວາມກົດດັນ-ຄວາມຮ້ອນສູງ

ເມື່ອຊິ້ນສ່ວນເຫຼັກ 3Cr ຖືກປະສົມປະສານກັບຊັ້ນປ້ອງກັນທີ່ເຮັດໜ້າທີ່ເປັນແອໂນດ (sacrificial anode coatings) ແລະ ຍາດຢາປ້ອງກັນທີ່ມີຄວາມໜາວ (viscous inhibitor pills) ລົງໄປນໍາກັນ, ອາຍຸການໃຊ້ງານຂອງບ່ອນເຈາະນ້ຳມັນໃຕ້ທະເລສາມາດຍືດໄລຍະເວລາໄດ້ຈາກ 12 ຫາ 15 ປີ. ພວກເຮົາສາມາດເບິ່ງຕົວຢ່າງຈາກສິ່ງທີ່ເກີດຂຶ້ນໃນທະເລເໜືອ (North Sea) ບ່ອນທີ່ມີການນຳໃຊ້ຊັ້ນບຸກະແຊນສະແຕນເລດ duplex stainless steel ກົມກັບລະບົບສູບຢາປ້ອງກັນອັດຕະໂນມັດ. ຫຼັງຈາກຖືກນຳໃຊ້ໃນຊັ້ນດິນທີ່ປົນເປື້ອນດ້ວຍ H2S (ຫຼາຍກ່ວາ 50,000 ppm) ສຳລັບໄລຍະເວລາ 8 ປີ, ບໍ່ມີບັນຫາການແຕກຫັກຂອງທໍ່ casing ເກີດຂຶ້ນເລີຍ. ສະຫຼຸບແລ້ວ? ການປະສົມປະສານນີ້ຊ່ວຍຫຼຸດລາຄາຄ່າໃຊ້ຈ່າຍທັງໝົດລົງໄດ້ປະມານ 35 ເປີເຊັນ ໃນການປຽບທຽບກັບການນຳໃຊ້ແຕ່ໂລຫະອາລູມິເນຍມ nickel alloys ຢ່າງດຽວ, ເຊິ່ງເຮັດໃຫ້ມັນເປັນທາງເລືອກທີ່ດີກ່ວາສຳລັບຜູ້ດຳເນີນງານທີ່ຕ້ອງການຄວາມສົມດຸນລະຫວ່າງການປະຕິບັດງານກັບຂອບເຂດງົບປະມານ.

ພາກ FAQ

ກົນໄກກາດກັດກ່ອນທີ່ສຳຄັນໃນສະພາບແວດລ້ອມນ້ຳມັນທີ່ມີເກືອສູງແມ່ນຫຍັງ?

ກົນໄກກາດຕົກເສຍຫຼັກໆ ລວມມີການກັດກ່ອນທີ່ເກີດຈາກໂຊດຽມຊູນໄຟຣດ (Hydrogen sulfide) ແລະ ການກັດກ່ອນທີ່ເກີດຈາກກາກບອນໄດອອກໄຊ (Carbon dioxide). ອິອອນ chloride ໃນນ້ຳທີ່ມີເກືອສູງຍັງສາມາດເຮັດໃຫ້ເກີດການກັດກ່ອນແບບຈຸດ (pitting) ແລະ ການແຕກຕົວຈາກໂຊດຽມ (hydrogen embrittlement) ໄດ້.

ສະພາບການທີ່ມີເກືອສູງສົ່ງຜົນຕໍ່ອາຍຸການໃຊ້ງານຂອງທໍ່ casing ນ້ຳມັນແນວໃດ?

ສະພາບການທີ່ມີເກືອສູງສາມາດຫຼຸດລົງອາຍຸການໃຊ້ງານຂອງທໍ່ casing ນ້ຳມັນຢ່າງຫຼວງຫຼາຍ ຍ້ອນອັດຕາການກັດກ່ອນທີ່ເພີ່ມຂຶ້ນ ເຊິ່ງເຮັດໃຫ້ເກີດຄວາມລົ້ມເຫຼວພາຍໃນ 3 ຫາ 5 ປີ ໃນຂະນະທີ່ອາຍຸການໃຊ້ງານໃນສະພາບແວດລ້ອມທີ່ບໍ່ຮຸນແຮງສາມາດສູງເຖິງ 20 ປີ.

ວັດສະດຸໃດແນະນຳໃຫ້ໃຊ້ເພື່ອຕ້ານການກັດກ່ອນໃນການນຳໃຊ້ດ້ານນ້ຳມັນ?

ວັດສະດຸເຊັ່ນ: ແປ໊ງເຫຼັກ alloy ຕ່ຳ 3Cr, ແປ໊ງສະແຕນເລດ duplex ແລະ super duplex, ແລະ ແປ໊ງໂລຫະປະສົມໂລຫະນິກເກີນ (nickel-based alloys) ເຊັ່ນ Inconel ແລະ Hastelloy ແນະນຳໃຫ້ໃຊ້ຍ້ອນຄວາມຕ້ານທານຕໍ່ການກັດກ່ອນໃນການນຳໃຊ້ດ້ານນ້ຳມັນ.

ມີທາງເລືອກທີ່ມີຄ່າໃຊ້ຈ່າຍຕ່ຳສຳລັບທໍ່ casing ນ້ຳມັນໃນສະພາບການທີ່ມີການກັດກ່ອນປານກາງບໍ່?

ແມ່ນ, ເຫຼັກ 3Cr ສະເໜີແກ້ໄຂບັນຫາທີ່ຄຸ້ມຄ່າສຳລັບສະພາບແວດລ້ອມກັດກ່ອນທີ່ບໍ່ຮ້າຍແຮງ, ສົມດຸນລະຫວ່າງປະສິດທິພາບກັບລາຄາຖືກ.