DNV-OS-F101 L450 SAWL Undervattensrörledning Stålrör: Tillverkningskapacitet och produktspecifikationer

Varför Womic Steel för DNV Offshore-rör?

● DNV GL-godkänd tillverkare av SAWL-rör

● UOE-process med 6 000 tons O-press och 72-segments expander – ovalitet ≤ 0,15 %

● Intern CTOD-testkapacitet (CNAS-ackrediterat laboratorium)

● Omfattande meritlista med projekt i Nordsjön, Brasilien och Västafrika

● Tredjepartsbesiktning av DNV, ABS, BV eller kundrepresentant

● Fullständig överensstämmelse med DNV-OS-F101 (inklusive bilaga A, B, D efter behov)

Vanliga frågor:

F: Vad är skillnaden mellan DNV-OS-F101 L450 och API 5L X65 för undervattensbruk?
A: DNV-OS-F101 är specifikt skriven för offshore-rörledningar. Viktiga skillnader: strängare ovalitetstolerans (0,2 % vs 0,5 %), obligatorisk CTOD-brottseghetstestning (krävs inte av API 5L), högre Charpy-slagtålighetskrav (ofta 50J vs 27J), ytterligare krav på kollapsmotstånd och utmattningsdesign. För djuphavsprojekt är DNV den föredragna standarden.

F: Erbjuder ni CTOD-provning för svetsgods och farligt gods?
A: Ja. Vi utför CTOD-provning (Crack Tip Opening Displacement) enligt BS 7448 eller ASTM E1820. Vi kan testa vid -20°C, -30°C, -46°C eller enligt specifikation. Typiska resultat: svetsgods δ ≥ 0,35 mm, HAZ δ ≥ 0,40 mm. CTOD-provningen bevittnas av en DNV-besiktningsman.

F: Kan ni leverera L450 för surhetsreglering (H₂S)?
A: Ja. Vi levererar L450 med surhetsgradstillägg enligt DNV-OS-F101 bilaga A. Detta kräver lägre CEV (≤ 0,40 %), Mo-tillsats (0,15–0,25 %), PWHT, hårdhet ≤ 85 HRB och HIC/SSC-testning. Vi har levererat surhetsgrad L450 till offshoreprojekt i Nordsjön och Mellanöstern.

F: Vilket är det maximala vattendjupet som dina rör tål?
A: Kollapsmotståndet beror på D/t-förhållandet (diameter/väggtjocklek), ovalitet och sträckgräns. För ett typiskt L450 UOE-rör med D/t = 30 (t.ex. 610 mm × 20 mm) och ovalitet 0,2 % överstiger kollapstrycket 30 MPa (motsvarande 3 000 m vattendjup). För djupare vatten kan vi dimensionera tjockare väggar eller tätare ovalitet. Vänligen ange ditt vattendjup och dimensionerande tryck för en kollapsanalys.

F: Krävs DNV-besiktning för varje leverans?
A: DNV-OS-F101 kräver att tillverkaren har ett godkänt kvalitetssystem och att produktionen bedöms av DNV vid definierade inspektionspunkter (t.ex. hydrostatiskt prov, CTOD, dimensionskontroll). Womics anläggning granskas årligen av DNV. För varje beställning anlitar vi DNV-besiktningsmän för att bevittna de nödvändiga testerna. Vi kan också ordna ABS-, BV- eller LR-besiktning på kundens begäran.

F: Vad är den typiska ledtiden för DNV-certifierade L450-rör?
A: 90–120 dagar, inklusive DNV:s besiktningsschema. Ledtiden beror på platttillgängligheten (TMCP-plattor för offshore har längre ledtider, vanligtvis 10–14 veckor). CTOD-testning ger 2–3 veckor extra. För upprepade beställningar med förkvalificerade plattor kan ledtiden minskas till 60–75 dagar.

Projektreferens – Västafrikansk djuphavsgasexportledning (Guineabukten)

Land:Gränsområdet utanför Nigeria / Ekvatorialguinea (Guineabukten)
Standard och betyg:DNV-OS-F101 L450 SÅG (UOE) med surhetsregleringstillägg
Mått och kvantitet:

l Ytterdiameter 610 mm (24 tum) × vikt 20,6 mm – 52 000 meter (ca 13 500 ton) tillverkad med UOE-processen

l ytterdiameter 610 mm (24 tum) × vikt 25,4 mm – 8 000 meter (ca 2 500 ton) tillverkad med UOE-processen (stigrörssektion och landanslutning)
Total:60 000 meter (60 km), cirka 16 000 ton

Specifikationer:Utvändig 3LPE-beläggning (3,2 mm) med betongviktsbeläggning (60 mm, densitet 3 050 kg/m³) för negativ flytkraft. Avfasade ändar 30°/1,6 mm. Vattentäthetstest vid 25,0 MPa (designtryck 18,0 MPa). Vattendjup: 800–1 400 m. Obligatorisk Charpy vid -20 °C (min 50 J, uppnådd 120–180 J). CTOD vid -20 °C: svetsgods ≥ 0,25 mm, HAZ ≥ 0,30 mm (uppnådd 0,40–0,65 mm). DWTT vid -20 °C: skjuvyta ≥ 85 % (uppnådd 90–98 %). Ovalitet ≤ 0,2 % (UOE uppnådd 0,08–0,15 %). Hårdhet ≤ 85 HRB (sur yta). HIC enligt NACE TM0284: CLR 0 %, CTR 0 %, CSR 0 %. SSC enligt NACE TM0177: ingen sprickbildning. 100 % UT med TOFD, plus 25 % RT. Tredjepartskontroll av DNV GL under hela produktionen.

Ansökan:Djuphavsgasexportledning som transporterar naturgas från offshorefält (vattendjup 800–1 400 m) till en LNG-terminal på land. Den 60 km långa rörledningen inkluderar en djuphavshuvudledningssektion (52 km, 20,6 mm vikt), en dynamisk stigarsektion (4 km, 25,4 mm vikt) och en landbaserad infart genom surfzonen (4 km, 25,4 mm vikt med betongbeläggning). Gasen innehåller spår av H₂S (5–10 ppm) och CO₂ (3–5 %), vilket kräver kvalificering för sura tjänster.

Tekniska utmaningar och lösningar:

1. Kollapsmotstånd på djupt vatten (1 400 m vattendjup)– Externt hydrostatiskt tryck vid 1 400 m är cirka 14,3 MPa. Erforderligt kollapstryck med säkerhetsfaktor är > 25 MPa. Womic konstruerade 24″ × 20,6 mm UOE-röret med D/t = 29,6. Med hjälp av UOE-processen uppnådde vi en ovalitet på 0,08–0,12 % (långt under DNV:s gräns på 0,2 %). Vi utförde finita elementanalys (FEA) och fullskalig kollapstryckprovning på två prover. Uppnådd kollapstryck: 27,8 MPa och 28,5 MPa – båda över kravet.

2. CTOD-brottstyrka för dynamisk stigrör– Stigarsektionen utsätts för utmattningsbelastning på grund av fartygets rörelser och vågor. DNV kräver CTOD-testning vid -20 °C. Womic utförde CTOD på svetsgods och HAZ för rören med 25,4 mm vikt. Resultat: svetsgods δ = 0,42–0,55 mm, HAZ δ = 0,48–0,65 mm. Vi tillhandahöll även SN-utmattningskurvor för omkretssvetsen för att hjälpa kundens bedömning av utmattningslivslängden.

3. Sur smak med spår av H₂S– Även om H₂S-koncentrationen är låg (5–10 ppm) krävde projektet fullständig kvalificering för surhetsklassning på grund av högt tryck (18 MPa) och risken för lokal korrosion. Womic använde lågsvavliga plattor (S ≤ 0,0010 %), CEV ≤ 0,38 %, Mo-tillsats 0,20 % och PWHT vid 580 °C i 1,5 timmar. Hårdhet efter PWHT: basmetall 78–82 HRB, svetsfog 80–85 HRB. HIC- och SSC-tester klarade testerna utan sprickor.

4. Betongviktbeläggning och 3LPE-kompatibilitet– Strandinfartssektionen krävde betongbeläggning (60 mm, förstärkt med stålnät) för stabilitet på botten. Betongbeläggningen applicerades över 3LPE med ett bindemedel. Womic samordnade med en specialiserad beläggningsanläggning i Angola. Vi tillhandahöll testkuponger för vidhäftnings- och slagtester. Betongbeläggningen klarade falltestet (1 m fall, ingen sprickbildning).

5. Kompatibilitet med installation av rulluppläggning– Rörledningen installerades med hjälp av rullläggningsmetoden (spolad på ett rullkärl). Detta kräver extrem ovalitetskontroll (≤ 0,2 %) och svetsförstärkningshöjd ≤ 0,5 mm. Womic kontrollerade ovaliteten till 0,08–0,15 % och slipade svetshuvuden till ≤ 0,3 mm höjd. Vi utförde 10 fullskaliga spolningssimuleringscykler på ett teströr – ingen sprickbildning eller ovalitetsförsämring.

6. DNV-besiktning och dokumentation– DNV:s besiktningsmän bevittnade hydrostatisk provning, CTOD, HIC, SSC och dimensionsinspektion för varje parti. Womic tillhandahöll ett 1 500-sidigt kvalitetsdokument (inklusive alla testrapporter, PWHT-diagram, UT-loggar och besiktningsmännens godkännanden) inom fyra veckor efter leverans. Dokumentationen accepterades utan frågor.

7. Resultat:Rörledningen installerades framgångsrikt under andra kvartalet 2025 med hjälp av rullläggningsfartyget Deep Constructor. Inga fel på rörkroppen eller svetsfogarna uppstod under spolning, utplacering eller eftertestning. Kundens projektledare uppgav: ”Womics ovalitetskontroll och CTOD-resultat överträffade våra förväntningar. Rören svetsades konsekvent i fält med 98 % acceptansgrad vid första genomgången.” Womic Steel finns nu på listan över godkända leverantörer för ytterligare två djuphavsgasexportprojekt i Västafrika.

Kontakta:
Webbplats: www.womicsteel.com
E-post: sales@womicsteel.com

Tel / WhatsApp / WeChat:
Viktor: +86 15575100681
Jack: +86 18390957568

Womic Steel – Din pålitliga partner för DNV-OS-F101 L450 SAWL-stålrör för export av djuphavsgas, undervattensflödesledningar och offshore-riserrörssystem över hela världen.