Doppelt so schnell

Fokus/Schweißen

Durch WIG/GTAW-Auftrag- und Verbindungsschweißen werden Fehlerraten im Bereich von Anlagen zur Offshore-Ölgewinnung auf null Prozent gesenkt. Dauerhafte, nachhaltige und störungsfreie Förderabläufe werden dadurch möglich.

13. Oktober 2014

Bei der Offshore-Erdölförderung und Aufbereitung kommt den dort eingesetzten Rohren eine fundamentale Bedeutung zu. Als tragende Bauteile von Bohrinseln, Fördertürmen und Hebevorrichtungen stellen sie über lange Zeiträume hinweg die notwendige hohe mechanische Belastbarkeit dieser Anlagen sicher. Rohre, die für die Förderung, die Aufbereitung und den Transport von Erdöl vorgesehen sind, werden im amerikanischen Sprachgebrauch als Oil Country Tubular Goods (OCTG) bezeichnet. Zu dieser Gruppe werden Bohrgestänge und zugehörige Mantelrohre, Pipelinerohre, Steigrohre, Rohre für Serviceleitungen usw. gezählt.

Mechanisierte oder automatisierte Schweißprozesse können Zeit sparen und die Produktivität nachhaltig steigern. Pipelinerohre, die in Längen von 12 Metern hergestellt worden sind, lassen sich zu 24 Meter langen Abschnitten zusammenschweißen. Auf die gleiche Weise kann mit Rohren verfahren werden, die als Bohrgestänge eingesetzt werden sollen. Selbst unterschiedliche Werkstoffe lassen sich so fügen. Da die Werkstücke um ihre Längsachse gedreht werden können, bietet sich als bevorzugtes Verfahren automatisiertes WIG/GTAW-Schweißen mit Kalt- oder Heißdrahtzusatz an. Der erst kürzlich von der Polysoude SAS vorgestellte WIG/GTAW-Auftragschweißprozess TIGer mit Bikathodenbrenner liefert glatte Oberflächen der eingebrachten korrosionsbeständigen Schichten, arbeitet mit geringem Aufmischungsgrad zwischen Grund- und Zusatzwerkstoff, führt zu guten Ergebnissen und bietet eine verbesserte Produktivität. Die Bikathodenbrenner sind mit zwei Wolframelektroden ausgestattet, die nahe beieinander angeordnet sind, sodass es trotz getrennter Stromversorgung der beiden Elektroden zur Ausbildung eines einzigen Lichtbogens kommt. Das Resultat ist eine deutliche Steigerung der Abschmelzleistung ohne jeglichen Qualitätsverlust.

Beim Verlegen von unterseeischen Pipelines mit einem Schiff werden an das Ende des fertiggestellten Stranges immer weitere Rohrsegmente angeschweißt. Dabei können die Werkstücke allerdings nicht mehr um ihre Längsachse gedreht werden. Das automatisierte Schweißen wird nun als Metallschutzgasschweißen GMAW oder, wenn nötig, als WIG-Schweißen GTAW mit entsprechenden Schweißfahrwerken verwirklicht. Die Führung der Schweißfahrwerke wird von Bändern oder gezahnten Ringen übernommen, die neben der Schweißfuge an den zu verbindenden Rohren angebracht werden. Die Schweißparameter werden vollständig im Voraus festgelegt und programmiert, die eigens entwickelte Software sorgt dafür, dass die zugelassenen Grenzwerte niemals überschritten werden. Durch die große Wiederholgenauigkeit der automatisierten Verfahren wird die Zuverlässigkeit nachhaltig erhöht und der Prüfaufwand lässt sich stark reduzieren. Die jüngste Generation automatisierter Anlagen für das WIG-Schweißen wurde unter dem Gesichtspunkt 100 Prozent fehlerfreier Nähte entwickelt, sodass laut Spezifikation selbst die kleinste Pore oder der geringste Bindungsfehler zum Verwerfen des Ergebnisses führen würde.

Da Schweißoperationen auf hoher See mit bedeutendem zusätzlichen Aufwand und hohen Mehrkosten verbunden sind, wird ein möglichst großer Teil dieser Arbeiten bereits an Land ausgeführt. Wann immer es die Umstände zulassen, werden die Rohrabschnitte einer Pipeline in ufernah gelegenen Fertigungshallen zusammengeschweißt und von da aus direkt auf eine große, auf einem Verlegungsschiff angebrachte Spule aufgewickelt. Die Durchmesser der Rohre liegen bei zwei bis zwölf Zoll, der vorgefertigte Strang kann Längen bis 80 Kilometern erreichen. Das Verlegen der Pipeline auf offener See geht sehr schnell und ohne Unterbrechung vonstatten und zeichnet sich durch kurze Verlegezeiten aus. Bei dieser Prozedur wird der Strang allerdings ausgesprochen hohen mechanischen Beanspruchungen ausgesetzt, sodass dafür nur Rohre von ausgewählter Qualität und Schweißverbindungen von hervorragender Güte in Frage kommen.

Korrosionsbeständige Legierungen CRA

Die für den Bau einer Pipeline bestimmten Rohre werden in der Regel aus niedrig legierten, hochfesten Stahlsorten gefertigt. Es gibt eine ganze Reihe unterschiedlicher metallischer Werkstoffe, die den bei der Rohölförderung auftretenden chemischen Angriffen und mechanischen Beanspruchungen standhalten können. Ein nachhaltiger Schutz der Bauteile kann nur erreicht werden, wenn der Auswahl des einzusetzenden korrosionsbeständigen Werkstoffes eine eingehende Analyse der jeweilig vorliegenden Verschleißbedingungen vorausgeht. Bei Angriffen durch ein saures Medium wird der Korrosionsfortschritt vor allem durch den Chloridgehalt, den Schwefelwasserstoffanteil und die Kohlendioxidkonzentration beeinflusst, aber auch die Auswirkungen von Temperatur, Druck und Fließgeschwindigkeit des geförderten Öles müssen entsprechend berücksichtigt werden. In vielen Fällen wird sich eine Nickelbasislegierung als besonders geeignet zum dauerhaften Verschleißschutz erweisen.

Bei einer optimal ausgelegten Pipeline wird während der vorgesehenen Lebensdauer von 30 Jahren mit einem verschleißbedingten Wandstärkenverlust von 0,15 Millimetern gerechnet. Sachgerecht ausgewählte Nickelbasislegierungen versprechen zwar einen dauerhaften Verschleißschutz, dürfen aber im Gegensatz zu den hochfesten Stählen keinen großen mechanischen Beanspruchungen ausgesetzt werden. Rohre, die vollständig aus solchen Legierungen gefertigt werden sollen, müssen unverhältnismäßig große Wandstärken aufweisen, um durch die beim Verlegevorgang auftretenden Spannungen keine Schäden zu erleiden und dem hohen Wasserdruck im Tiefseebereich standhalten zu können. Um die Vorteile der Nickelbasislegierungen auch unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten optimal nutzen zu können, werden plattierte Rohre eingesetzt, deren äußerer Mantel aus einer hochfesten Stahlsorte die mechanischen Belastungen kompensiert, während die nur wenige Millimeter starke Verschleißschutzschicht auf der Rohrinnenseite für die dauerhafte Korrosionsbeständigkeit sorgt.

Mechanisch oder metallurgisch gebundene Innenplattierung

Bei den mit einer an der Innenseite aufgebrachten Schutzschicht aus einer korrosionsbeständigen Legierung versehenen Stahlrohren für den Einsatz bei der Erdölförderung wird zwischen zwei Typen unterschieden: wenn der Zusammenhalt zwischen der Auskleidung an der Innenseite und dem umgebenden Mantelrohr durch eine mechanische Bindung erfolgt, handelt es sich um Pipelinerohre mit mechanischer Plattierung, während bei metallurgisch plattierten Rohren eine intermetallische Übergangszone zwischen äußerem Substrat und innerem Depot vorhanden ist.

Wenn ein Rohr in Form einer Buchse in ein Hüllrohr mit etwas größerem Durchmesser eingeführt und anschließend expandiert wird, sorgen die bleibenden Spannungen für eine mechanische Verklammerung der beiden Komponenten. Die auf diese Weise hergestellten Bauteile werden als mit einer korrosionsbeständigen Legierung mechanisch plattierte Rohre (CRA lined steel pipes) bezeichnet.

Für die Herstellung von metallurgisch plattierten Rohren werden oft Blechtafeln eingesetzt, deren Komponenten durch Warmwalzen verbunden wurden, wobei die gewünschte metallurgische Bindung durch Bildung der charakteristischen intermetallischen Übergangszone erfolgte. Das Vormaterial ist auf dem Markt erhältlich, einige Rohrhersteller verfügen allerdings auch selbst über die zur Fertigung der Blechtafeln notwendigen Walzstraßen. Wenn sich die gewünschten Werkstoffkombinationen durch Warmwalzen nicht verbinden lassen, wird in besonderen Fällen auf das Detonationsplattieren zurückgegriffen.

Auch das Auftragschweißen eignet sich gut zur Herstellung innenplattierter Rohre. Ein Standardrohr aus einem passenden Stahl dient in diesem Fall als Hüllrohr, in das die korrosionsbeständige Legierung in Form einer auftraggeschweißten Schicht automatisiert eingebracht wird.

Erschienen in Ausgabe: 06/2014