Material inom offshore - och hur de svetsas

Du kanske inte har tänkt tanken men när du fyller upp din bil med bensin eller diesel är du den sista länken i en lång kedja av det som brukar benämnas petroleumindustrin. Tycka vad man vill om petroleumindustrin men vi är beroende av fossila bränslen inom en överskådlig framtid.

Illustration av mariner oljefält med oljekällor. Illustration: StatoilDenna text försöker enkelt och övergripande beskriva en del av detta, nämligen modern utvinning av olja och gas från havsbotten med ett efterfölj­ande avsnitt om en del av grundmaterialen som används och svetsning av dessa.

Inte bara Norges utan även en stor del av värld­ens kvarvarande olje- och gasreserver finns idag på stora djup, långt under havsbotten. Detta ställer naturligtvis extremt höga krav på svetsförbanden och grundmaterial hos utrustningen, som ska borra och utvinna dessa. Produktionsstillestånd på grund av att en komponent inte fungerar är extremt kostsamma och kan i många fall vara omöjliga att reparera.


Exempelvis, på 3000 meters djup på havsbotten finns idag moderna surf-system för utvinning av olja och gas. Surf-system är ett system av undervattensbrunnar (subsea umbilical, riser and flowline). Under dessa förutsättningar innebär naturligtvis haveri och reparationer stora problem och höga kostnader. Vanligen ställs därför krav på material och svetsfogar motsvarande kraven som används inom rymd och flygindustrin. De höga kraven gäller såväl hållfasthet, seghet vid låga temperaturer, motstånd mot abrasivt slitage och korrosion. Därför används, i stor utsträckning speciella rostfria stål samt speciella nickellegeringar och även titan för de mest utsatta applikationerna. Mer om detta längre fram i texten.

PETROLEUMINDUSTRINS OLIKA DELAR

Plattformen Gudrun är av jacket-typ och finns i Nordsjön. Foto: Eli Skjæveland Tengesdal, StatoilMan brukar dela in petroleumindustrin i två delar; upstream och downstream. Ibland talar man om en tredje del – midstream.

De pipelines och andra transportsystem, som används för att transportera råoljan och natur­gasen från produktionsanläggningar till raffinaderier samt leverans av olika raffinerade produkter till distributörer/petrokemiska tillverkare i senare led, kallas ibland midstream. Med andra ord, midstream tar vid i processen efter upstream. Många gånger omfattar midstream rening av naturgas där biprodukter är bl.a. svavel och olika naturgasvätskor (LPG, liquid petroleum gases, exempelvis etan, propan och butan). Det vanlig­aste är dock att midstream innefattas i downstream. Generellt innefattar downstream också raffinering av råolja, behandling och rening av rå naturgas samt distribution av slutprodukter som diesel, bensin, fotogen, flygbränsle, eldningsolja, olika smörjmedel, asfalt, syntetiskt gummi, plast, gödningsmedel, frostskyddsvätska, bekämpningsmedel, läkemedel, naturgas (LNG), propan, butan samt hundratals andra petrokemiska produkter.

Upstream, som denna text främst kommer att avhandla, innefattar sökandet efter potentiella råolje- och naturgasfält under jord eller under vatten, prospekteringsborrningar, och därefter borrning och drift av brunnar/fält med syfte att utvinna råolja och naturgas. Upstream brukar i dagligt tal benämnas produktion.

PRODUKTION (UPSTREAM)

Offshore, plattformar och installationer finns i allt från grunda vatten (ner till ca 150 meters djup) till extremt djupa vatten. Borrhålen kan vara allt från 20 meter till över 3000 meter djupa. På grundare vatten står plattformen på botten, t.ex. Troll A som idag opereras av Statoil har en totalhöjd av 472 meter. På djupare vatten flyter plattformarna med förankringar i havsbotten. Det finns också hybrider, s.k. TLP (tension leg platform) som används på havsdjup ner till 2000 meter.

JACKETPLATTFORM

”Jacket” är den vanligaste konstruktionerna av alla typer av plattformar. Uppskattningsvis finns det flera hundra plattformar av denna typ bara i Persiska viken. Plattformen står på botten på grund­are vatten. Enkelt består den av plattformen och ben av fackverkskonstruktion som pålats fast i botten. Den är inte så flexibel att flytta eftersom inte själva plattformen har någon skrovkonstruktion.

JACK UP-PLATTFORM

En vanlig konstruktionerna av plattformar som står på botten är jack up-plattformar (riggar). Detta är en fackverkskonstruktion som står på botten i grundare vatten. Enkelt beskrivet så bogseras plattformen på sitt flytande skrov ut till produktionsplats. Sen sänker man benen till botten och hissar upp själva plattformen till lämplig höjd över havsytan.

GBS-PLATTFORM

Troll A är byggd på fyra betongben som står på botten, 303 meter under havsytan. Totalhöjden på plattformen är 472 meter varav 369 meter under vattnet – en av de högsta industribyggnader som någonsin byggts. Totalvikten uppgår till 656 000 ton. Bilden visar hur det ser ut inuti ett av de cylindriska benen hos plattformen. Från benen som står på botten sker produktion och borrning. Foto: Harald Pettersen, StatoilTroll A, som redan nämnts, är av GBS-typ (gravity base structures). Benen består av cylindriska rör i betong som fungerar som schakt där själva produktionen och borrningen sker. Själva förankringen i botten sker genom att ”kjolen” suger sig fast i botten med hjälp av vakuum.

COMPLAINT TOWERS

På större djup finns olika varianter. Gemensamt för dessa är att plattformens undervattendel och fixeringen i botten-fundamentet består av olika svetsade fackverkskonstruktioner av förhållandevis tunna rör (3–7 meter i rör diameter är vanligt). I systemet upp mot själva plattformen är konstruktionen utförd så att förhållandevis mycket elastisk rörelse kan tillåtas genom en indelning i 2–3 olika sektioner. Med detta system finns en helt annan flexibilitet hos plattformen jämfört med exempelvis jacket och jack up riggar, vilket medför att plattformen blir följsam och flexibel och rör sig med hav och vind. Naturligtvis finns avancerade styrsystem av barlasttankar, fixeringslinor m.m. längs undervattendelen, som säkerställer plattformens position. Dessa plattformar opererar vanligen på havsdjup mellan 500–1000 meter.

FLYTANDE PLATTFORMAR

Redan i inledningen av texten skrevs att utvinningen av olja och gas idag sker på djupare och djup­are vatten. Detta har tvingat oljebolagen att hitta nya sätt att få upp oljan till ytan. Det innebär ofta att plattformar för djupa vatten är flytande, där den större delen finns under vattenytan. Av dessa finns det många olika varianter, men det gemensamma är att de alla är byggda som någon form av skrovstruktur med barlastsystem. Vissa använder fast förankring för att stabilisera sig medan andra använder s.k. dynamiskt positionering (dypos) som med hjälp av datorer och vattenjetmotorer eller propellrar håller exakt position. Flytande plattformar används på vattendjup från 200 till 2000 meter. Eftersom ”öppningen på brunnen” i dessa fall finns på havsbotten i stället för på plattformen, måste extra försiktighet iakttas för att undvika läckage. Deepwater Horizon, som exploderade och sjönk i Mexikanska golfen i april 2010 under katastrofala omständigheter, var just en flytande dynamiskt positionerad oljeplattform som borrade på extremt djup.

TENSION-LEG-PLATTFORM (TLP)

TLP är en flytande plattform som hålls på plats med hjälp av spända, vertikala kättingar och nylonrep kopplade till havsbotten. Det finns även mindre varianter av denna typ som kallas seastars som används vid borrning av mindre områden. Dessa gör det möjligt att bedriva en relativt billig produktion av små djuphavsoljereserver, som annars skulle vara oekonomiska att utvinna. Seastar-plattformar kan borra till djup från 200 till 1200 meter, och används också ibland som s.k. satellit eller tidiga produktionsplattformar för stora djuphavsupptäckter.

SEMI SUBMERSIBEL-PLATTFORM

Är en flytande plattform som hålls på plats med hjälp av spända, vertikala kättingar och nylonrep kopplade till havsbotten. Denna typ av plattform har en mer skrovliknande konstruktion och är generellt större, stabilare och tyngre än ovannämnda TLP. På grund av dessa egenskaper används vanlig­en semi submersibel-plattformar när extremt tunga lyft ska genomföras.

SPAR-PLATTFORM

Består av en lång, vertikal cylinder, som fungerar som flytkropp. En typisk diameter på cylindern är 40–50 meter och cirka 90 procent av konstruktionen är dold under vattenytan. Sparcylindrar opererar normalt på djup upp till 1000 meter, men med befintlig teknik kan den operera på djup upp till ca 3500 meter. Detta gör dem till den typ av plattform som idag opererar på störst havsdjup.

FLYTANDE PRODUKTIONSANLÄGGNINGAR

FPSO Maersk Peregrino som opererar utanför Brasilien. Processkapaciteten hos denna FPSO ligger på 100 000 fat/dag och dess tank rymmer 1,6 miljoner fat. Foto: Øyvind Hagen, StatoilMånga gånger används flytande produktions­anläggningar, s.k. FPSO (floating production, storage and offloading) vilket i princip är ett fartyg, vanligen ett ombyggt råoljetankfartyg. Fördelen med detta är att de är fristående där råoljan pumpas till ett transporttankfartyg med jämna mellanrum. På grund av ökande havsdjup för nya områden är FPSO dominerande hos nya offshorefält.

UNDERVATTENSSYSTEM

Flytande plattformar, FPSO, och även vissa förankrade plattformar, använder ett system av undervattensbrunnar som vanligen kallas surf-system, (subsea umbilical, riser and flowline). När brunnen/brunnarna är borrade, av exempelvis en flytande plattform, kopplas ett surf-system på brunnarna. Detta används sedan för utvinning (produktion) av olja och gas. Surf-system är idag det vanligaste och snabbast växande segmentet inom upstream och den stora fördelen är att en strategiskt placerad produktionsenhet uppe vid ytan eller t.o.m. på land servar många brunnar över ett relativt stort område. Trenden i branschen pekar starkt mot mera undervattensystem där man helt undviker plattformar på ytan.

MATERIAL OCH SVETSNING

Olegerade och låglegerade höghållfasta stål

Hos FPSO är grundmaterial för skrovet och andra delar av plattformarna vanligen tillverkat i mer konventionella konstruktionsstål eller fartygsstål exempelvis StE355 eller StE420. Generellt brukar strängare krav på slagseghet hos opåverkat grundmaterial och svetsförband gälla jämfört med hos vanliga stålkonstruktioner. Det brukar finnas en MDT, (min. design temperature) som används vid val av material och svetsgods och som sedan ligger som grund för krav på slagsegheten på alla svetsprocedurer. I vår del av världen är den ofta -50°C eller -60°C. För att spara vikt byggs benen, när dessa är i stål hos exempelvis jack up-plattformar ofta i höghållfasta stålkvaliteter. Vanligt är att sträckgräns hos dessa stål ligger runt 700 MPa.

Naturligtvis föreligger samma höga krav på bra slagseghet vid låga temperaturer. Gällande tillsatsmaterialen för nämnda stål brukar det vanligaste kravet vara kontrollerad vätehalt på max 4 eller 5 ml/100 g svetsgods, (H4 eller H5). För belagda elektroder och rörtrådar är det generellt endast hermetiskt tillslutna förpackningar för tillsatsmaterial som används. Förvärmning och/eller eftervärmning (s.k. soaking) används flitigt och sköts normalt av annan personal än svetsare och plåtslagare. Nämnda åtgärder inklusive kontroll­erad vätehalt hos tillsatsmaterialen är naturligtvis för att minimera risken för vätesprickor (kallas även kallsprickor och hydrogensprickor). Eftersom uppkomsten av vätesprickor ofta är fördröjd finns det regler och standarder som föreskriver att oförstörande provning i syfte att upptäcka sprickor av denna typ genomförs 16–72 timmar efter svetsning.

Generellt kan man tillägga att ju högre hållfastheten är på ditt stål, desto känsligare är svetsförbandet för väte samt att man bör vara mer noga med att använda rätt värmetillförsel (heat input). Vid hållfastheter från 600 MPa och högre kan svetsgodset vara högre legerat än grundmaterialet varvid svetsgodset bestämmer eventuell förvärmningstemperatur för att undvika vätesprickor.

HÖGRE LEGERADE MATERIAL

Austenitiska rostfria stål

De vanliga kvaliteterna, 316L och 304L är generellt väldigt lätta att svetsa med de flesta metoder. Men det finns några kvaliteter där risken för varmsprickor är högre beroende på högre halt av svavel.

Med högre legerade austenitiska rostfria stål bör man tänka på att inträngningen försämras varför fogberedningen bör utföras med något större vinkel (extra 10°) samt att rot/spaltöppning alltid används (2–3 mm), rätkanten ska även denna vara mindre och i de flesta fall används ingen rätkant alls. Dessa stål är generellt svetsbara med de flesta metoder. Vid MIG-svetsning kan kortpulsning vara en fördel. De högre legerade (exempelvis 254SMO) bör svetsas med ett tillsatsmaterial som ger svetsgods av nickelbastyp. Vid svetsning av de högre legerade bör man vara noga med låg och kontrollerad sträckenergi och mellansträngstemperatur. Hög eller fel värmetillförsel kan orsaka problem i svetsgodset men främst kan egenskaperna i den värmepåverkade zonen (HAZ) försämras drastiskt.

Martensitiska rostfria stål

De är generellt svetsbara med de flesta metoder och kan delas in i låg- och högkolhaltiga. Vätesprickor kan vara ett problem varvid liknande åtgärder, som beskrevs tidigare, med kontrollerad vätehalt, förvärmning och eftervärmning (s.k. soaking) används. Svetsbarheten är starkt kopplad till kolhalten och generellt gäller att ju högre kolhalt desto svårare är martensitiska rostfria stål att svetsa. Generellt används tillsatsmaterial som ger ett arteget svetsgods men framgångsrika undantag från detta finns. Många svetsar lågkolhaltiga martensitiska rostfria stål med tillsatsmaterial som ger ett duplext rostfritt svetsgods.

Duplexa rostfria stål

De vanliga duplexa stålen, exempelvis 1.4462, (S32205) är generellt väl svetsbara med de vanliga svetsmetoderna. Tillsatsmaterial för dessa stål ger ett svetsgods med högre nickelhalt jämfört med stålets kemiska analys. Anledningen är att balansen mellan ferrit och austenit ska bli rätt så att svetsgodset kan möta både korrosions- och mekaniska egenskaper hos grundmaterialet. Vissa av de vanliga duplexa stålen uppvisar sämre inträngning varvid åtgärderna för detta, beskrivna i stycket om högre legerade austenitiska stål, kan användas.

Superduplexa rostfria stål

Dessa stål kräver lite mer noggrannhet vid svetsning eftersom de är känsligare för intermetalliska utskiljningar, (främst sigma-fas) när de svetsas. Med andra ord, gör man fel, sänks korrosionsmotståndet och även de mekaniska egenskaperna drastiskt på grund av dessa utskiljningar. På grund av detta finns, i svetsprocedurer för superduplexa material, snäva begränsningar både gällande värme­tillförsel (heat input) och för mellansträngs­temperatur, vanligen max 100–120°C. Eftersom halten av kväve (N) i dessa stål är relativt hög kan det med vissa svetsmetoder vara svårt att få ett porfritt svetsgods (exempelvis MIG solidtråd). Generellt uppvisar de superduplexa stålen alltid problemet med begränsad inträngningen vilket beskrevs i stycket om de högre legerade austenitiska stålen. Åtgärder, exempelvis ”att öppna mer” vid fog­beredning bör därför alltid användas.

Nickelbaser

Insidan av ett påsvetsats rör. Metod ”hotwire” TIG, svetsgodslegering ”alloy 625”. Foto: Olle Öhrqvist, GE Oil & GasInledningsvis och även i andra delar av texten nämndes vilka extrema och komplexa förhållanden och miljöer vissa applikationer exponeras för med höga halter av svavelväte, koldioxid och även med kloridhaltiga miljöer (havsvatten). Dessutom många gånger tillsammans med höga temperaturer och extremt höga tryck (upp till 700 bar har uppmätts hos vissa gasfält). Vätesulfid (H2S) som finns i en del råolja och gas påverkar olika material olika. Mest vanligt är att den orsakar spänningskorrosion, vilket kan ställa till med kostsamma haverier som vanligen uppstår utan förvarning. Man brukar i branschen tala om ”sour gas media”. Vätesulfid är giftigt och är extremt agg­ressivt mot vanliga olegerade och låglegerade stål men även mot austenitiska rostfria stål, duplexa rostfria stål samt de s.k. 6 % Mo-stålen (exempelvis 254 SMO). Dessa typer av stål används normalt mycket inom petroleumindustrin. Men under extrema förhållanden, som ibland råder inom petroleumindustrin, räcker inte ens dessa till korrosionsmässigt. Då måste nickelbaslegeringar användas. ISO 15156-3 och NACE MR0175 beskriver under vilka förutsättningar olika nickelbaslegeringar är bra. Vanliga nickelbaser som används är av NiCrMo-typen, exempelvis UNS N06625 (”alloy 625”), N08825 (”alloy 825”), N06059 (”alloy 59”), N10276, (”C-276”) (Nicrofer 3127hMo (”alloy 31”).

Svetsning av nickelbaser är ett omfattande och komplicerat ämne och här följer endast några tips. Nickelbaser uppvisar generellt alltid begränsningar med inträngningen vid svetsning, jämfört med exempelvis austenitiska rostfria stål. Samma åtgärder vid fogberedningen, som beskrivs i stycket om de högre legerade austenitiska stålen, bör användas. Vissa legeringar är mer känsliga för varmsprickor än andra. Orsaken är alltid föroreningar såsom svavel och fosfor i grundmaterialet och/eller på fogytorna. Fett, olja och smuts på fogytor orsak­ar också varmsprickor. En vanlig rengöringsprocedur är först borstning med en rostfri stålborste av fogkanter (är de termiskt skurna krävs slipning) sen avfettning innan svetsning. Porositetsproblem orsakat av kväve (beskrivet med åtgärder under stycket om superduplexa stål) kan också vara ett problem hos vissa nickelbaslegeringar. Viktigt är att alltid slipa (borstning räcker inte) underligg­ande sträng vid flersträngssvetsning eftersom oxidlagret på svetsen ofta är så hårt, och har så hög smältpunkt att efterföljande sträng inte kan smälta det. Genomförs inte detta leder det vanligen till olika svetsfel. Vissa nickelbaslegeringar är väldigt känsliga för hög heat input och höga mellansträngstemperaturer. Följ alltid svetsproceduren noga!

Påsvetsning cladding

Material och viktbesparingar kan uppnås när exempelvis ett höghållfast seghärdat svart stål används med ett påsvetsat skyddande skikt. Detta skyddande skikt består ofta av en legering med betydligt bättre korrosionsmotstånd. Tidigare i artikel har problemet med den aggressiva väte­sulfiden (H2S) beskrivits och detta är en stor ­anledning till påsvetsning inom petroleumindustrin. Främst används ”alloy 625” (ERNiCrMo-3) som påsvets­legering men även av andra legeringar används. Applikationerna, som påsvetsas, är många bl.a. ventiler och rör. Påsvetsning sker med många svetsmetoder men är objektet stort brukar bandpåsvetsning med SAW (under pulver) och ESW (elektroslag) användas. Mindre detaljer påsvetsas med allt från pulsad MIG till ”hot wire” TIG (TIG-svetsning med förvärmd trådelektrod).

Titan

TIG-svetsat titanförband. Foto: Permascand ABTitan är lättare än stål men betydligt starkare än aluminium vilket placerar titan högt i tabellen som anger styrka i förhållande till vikt. Titan är dyrt, men kostnaden är ofta motiverad när man tar hänsyn till dess utmärkta korrosionsbeständighet som ger längre livslängd och därmed lägre underhålls och reparationskostnader. Främst TIG-svetsas titan med DC-. HF-tändning av ljusbågen används alltid och ibland används termisk pulsning. Som skyddsgas används argon med hög renhet, ibland används också argon-/heliumblandningar. Om du bara kommer ihåg en sak efter att du läst detta stycke angående svetsning av titan hoppas jag att det är följande. Extrem renlighet och ett extremt bra gasskydd är nyckeln till framgång vid svetsning av titan. Om du är van att arbeta med aluminium eller rostfria stål och tycker att du har bra disciplin på hantering, rengöring och avfettning ska du tiofaldiga disciplinen och noggrann­heten! Då har du stor chans att lyckas med svetsning av titan.

Några viktiga punkter om svetsning av titan.

  • Fingertryck förorenar materialet, använd rena skyddshandskar som inte efterlämnar ludd vid hantering av detaljer och tillsatsmaterial.
  • Avgränsa titanområdet så att inte damm från andra material, som rostfritt och andra legeringar kontaminerar.
  • Damm från slipning av titan utgör en brandfara och kan självantända – titanpulver används till exempel inom pyrotekniken.
  • ”Förspola” med skyddsgas 2–5 sekunder innan ljusbågen tänds. Efterspola länge, tumregel är minst 20 sek.
  • Använd gaslins och gärna större gaskåpa för bästa gasskydd. Använd släpsko anpassad till applikationen för att skydda svetsgodset från oxidation och var extremt noga med rotgasskyddet, efterspolning etc. Tillförsel av syre, när avsvalningstemperaturen är för hög, medför oxidation som kraftigt sänker korrosionsmotstånd samt försprödar svetsfogen.
  • Normalt används matchande tillsatsmaterial. Klipp av änden på tillsatsmaterialet så att helt ren titan används och håll alltid tillsatsmaterialet inom skyddet av skyddsgasen under svetsning.

Det fina med titansvetsning är att du i princip kan bedöma resultatet direkt genom att titta på färgen på svetsförbandet. Från silver till svagt halmbrunt brukar vara acceptabelt. Sedan följer blått, grönt, grått och slutligen vitt vilka alla ger oacceptabla resultat.

Efterbehandling av svetsförband

Ett obetat och ett betad svetsförband i en rostfri stålkvalitet. Foto: Poligrat GmbHAlla rostfria stål, nickelbaslegeringar och titan skyddas av ett oxidskikt. Detta förstör man delvis när man svetsar materialen. För att återskapa korrosionsmotståndet som motsvarar och ibland överträffar opåverkat grundmaterial bör man återställa oxidskiktet. Det mest kostnadseffektiva sättet är genom en kemisk behandling och den vanligaste behandlingen som de flesta känner till är betning. Olika legeringar och metaller kräver olika behandlingar och detta ämne är alldeles för omfatt­ande och komplicerat för att beskrivas i en text som denna.

AVSLUTNING

Min förhoppning är att denna text har kunnat ge en generell inblick i hur produktion (upstream) går till och lite om vilka material och svetsning av dessa som används. Uppkommer frågor, djupare funderingar eller är du minsta tveksam gällande exempelvis svetsning av ett speciellt rostfritt stål, en nickelbaslegering, betning/efterbehandling av en speciell legering bör man alltid fråga en expert.

TACK!

Tack till

  • Jimmy Wahlstén, Permascand AB
  • Tomas Gahn, Svenska Elektrod AB
  • Thomas Karlsson, Reinertsen Sverige AB
  • Professor Leif Karlsson, Högskolan Väst
  • Pål Dyberg, Aker Solution ASA

Prenumerera på vårt nyhetsbrev!




Kontakt

Telefon: +468-734 00 75
Telefontid: 08:00 - 17:00
Lunch: 12:00 - 13:00


Fax: +468-735 68 27
E-post: Den här e-postadressen skyddas mot spambots. Du måste tillåta JavaScript för att se den.

Gustafsvägen 14
169 58 Solna

Copyright© 2012 Svenska Elektrod AB | Gustafsvägen 14, 169 58 Solna | +468-734 00 75 | info@svenskaelektrod.se