Hydrogen-induceret cracking HIC

Miljørevner: HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE, SCC

/i /af

Indledning

I industrier, hvor materialer udsættes for barske miljøer - såsom olie og gas, kemisk forarbejdning og elproduktion - er det afgørende at forstå og forebygge miljømæssige revner. Disse typer af revner kan føre til katastrofale fejl, dyre reparationer og betydelige sikkerhedsrisici. Dette blogindlæg vil give et detaljeret og professionelt overblik over de forskellige former for miljørevner som HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE og SCC, herunder deres anerkendelse, underliggende mekanismer og strategier til forebyggelse.

1. Brint blærer (HB)

Anerkendelse:
Hydrogenblærer er karakteriseret ved dannelsen af blærer eller buler på overfladen af et materiale. Disse blærer stammer fra brintatomer, der trænger ind i materialet og akkumuleres ved interne defekter eller indeslutninger, og danner brintmolekyler, der skaber lokalt højt tryk.

Mekanisme:
Hydrogenatomer diffunderer ind i materialet, typisk kulstofstål, og rekombinerer til molekylært hydrogen på steder med urenheder eller hulrum. Trykket fra disse brintmolekyler skaber blærer, hvilket svækker materialet og fører til yderligere nedbrydning.

Forebyggelse:

  • Materialevalg: Brug materialer med lav urenhed, især stål med lavt svovlindhold.
  • Beskyttende belægninger: Påføring af belægninger, der forhindrer brintindtrængning.
  • Katodisk beskyttelse: Implementering af katodiske beskyttelsessystemer for at reducere brintabsorption.

2. Hydrogen-induceret cracking (HIC)

Anerkendelse:
Hydrogen-induceret revnedannelse (HIC) identificeres ved indre revner, der ofte løber parallelt med materialets rulleretning. Disse revner er typisk placeret langs korngrænser og strækker sig ikke til materialets overflade, hvilket gør dem svære at opdage, før der er sket betydelig skade.

Mekanisme:
Ligesom brintblærer trænger brintatomer ind i materialet og rekombinerer for at danne molekylært hydrogen i indre hulrum eller indeslutninger. Det tryk, der genereres af disse molekyler, forårsager indre revner, hvilket kompromitterer materialets strukturelle integritet.

Forebyggelse:

  • Materialevalg: Vælg stål med lavt svovlindhold med reducerede niveauer af urenheder.
  • Varmebehandling: Anvend korrekte varmebehandlingsprocesser for at forfine materialets mikrostruktur.
  • Beskyttende foranstaltninger: Brug belægninger og katodisk beskyttelse for at hæmme brintabsorption.

3. Stress-orienteret brint-induceret revnedannelse (SOHIC)

Anerkendelse:
SOHIC er en form for brint-induceret revnedannelse, der opstår i nærvær af ekstern trækspænding. Det genkendes af et karakteristisk trinvist eller trappelignende revnemønster, der ofte observeres nær svejsninger eller andre områder med høj belastning.

Mekanisme:
Hydrogen-induceret revnedannelse og trækspænding fører til et mere alvorligt og tydeligt revnemønster. Tilstedeværelsen af stress forværrer virkningerne af brintskørhed, hvilket får revnen til at udbrede sig trinvist.

Forebyggelse:

  • Stresshåndtering: Implementer afstressende behandlinger for at reducere resterende belastninger.
  • Materialevalg: Brug materialer med højere modstand mod brintskørhed.
  • Beskyttende foranstaltninger: Påfør beskyttende belægninger og katodisk beskyttelse.

4. Sulfid Stress Cracking (SSC)

Anerkendelse:
Sulfidspændingsrevnedannelse (SSC) viser sig som sprøde revner i højstyrkestål udsat for svovlbrintemiljøer (H₂S). Disse revner er ofte intergranulære og kan forplante sig hurtigt under trækspænding, hvilket fører til pludselige og katastrofale svigt.

Mekanisme:
I nærvær af svovlbrinte absorberes hydrogenatomer af materialet, hvilket fører til skørhed. Denne skørhed reducerer materialets evne til at modstå trækspænding, hvilket resulterer i skørt brud.

Forebyggelse:

  • Materialevalg: Anvendelse af sur-service-bestandige materialer med kontrollerede hårdhedsniveauer.
  • Miljøkontrol: Reduktion af eksponering for svovlbrinte eller brug af inhibitorer for at minimere dets påvirkning.
  • Beskyttende belægninger: Påføring af belægninger for at fungere som barrierer mod svovlbrinte.

5. Trinvis revnedannelse (SWC)

Anerkendelse:
Trinvis eller brintrevnedannelse forekommer i højstyrkestål, især i svejsede strukturer. Det genkendes af et zigzag- eller trappelignende revnemønster, typisk observeret nær svejsninger.

Mekanisme:
Trinvis revnedannelse opstår på grund af de kombinerede virkninger af brintskørhed og resterende belastning fra svejsning. Revnen forplanter sig trinvis og følger den svageste vej gennem materialet.

Forebyggelse:

  • Varmebehandling: Brug varmebehandlinger før og efter svejsning for at reducere resterende spændinger.
  • Materialevalg: Vælg materialer med bedre modstandsdygtighed over for brintskørhed.
  • Hydrogen Bake-Out: Implementer brint-bage-out-procedurer efter svejsning for at fjerne absorberet brint.

6. Stress Zink Cracking (SZC)

Anerkendelse:
Spændingszinkrevner (SZC) forekommer i zinkbelagt (galvaniseret) stål. Det genkendes af intergranulære revner, der kan føre til delaminering af zinkbelægningen og efterfølgende struktursvigt af det underliggende stål.

Mekanisme:
Kombinationen af trækspænding i zinkbelægningen og udsættelse for et korrosivt miljø forårsager SZC. Spændingen i belægningen, kombineret med miljøfaktorer, fører til intergranulær revnedannelse og svigt.

Forebyggelse:

  • Belægningskontrol: Sørg for korrekt zinkbelægningstykkelse for at undgå overdreven belastning.
  • Designovervejelser: Undgå skarpe bøjninger og hjørner, der koncentrerer stress.
  • Miljøkontrol: Reducer eksponeringen for ætsende miljøer, der kan forværre revner.

7. Hydrogen Stress Cracking (HSC)

Anerkendelse:
Hydrogen stress cracking (HSC) er en form for brintskørhed i højstyrkestål udsat for brint. Det er karakteriseret ved pludselige sprøde brud under trækspænding.

Mekanisme:
Hydrogenatomer diffunderer ind i stålet og forårsager skørhed. Denne skørhed reducerer materialets sejhed betydeligt, hvilket gør det tilbøjeligt til at revne og pludseligt svigt under stress.

Forebyggelse:

  • Materialevalg: Vælg materialer med lavere modtagelighed for brintskørhed.
  • Miljøkontrol: Minimer brinteksponering under forarbejdning og service.
  • Beskyttende foranstaltninger: Brug beskyttende belægninger og katodisk beskyttelse for at forhindre indtrængning af brint.

8. Brintskørhed (HE)

Anerkendelse:
Brintskørhed (HE) er en generel betegnelse for tab af elasticitet og efterfølgende revnedannelse eller brud på et materiale på grund af brintabsorption. Den pludselige og skøre karakter af bruddet er ofte genkendt.

Mekanisme:
Hydrogenatomer kommer ind i metallets gitterstruktur, hvilket reducerer dets duktilitet og sejhed betydeligt. Under stress er det skøre materiale tilbøjeligt til at revne og svigt.

Forebyggelse:

  • Materialevalg: Brug materialer, der er modstandsdygtige over for brintskørhed.
  • Hydrogen kontrol: Håndter brinteksponering under fremstilling og service for at forhindre absorption.
  • Beskyttende belægninger: Påfør belægninger, der forhindrer brint i at trænge ind i materialet.

9. Spændingskorrosionsrevner (SCC)

Anerkendelse:
Spændingskorrosionsrevner (SCC) er karakteriseret ved fine revner, der typisk starter ved materialets overflade og forplanter sig gennem dets tykkelse. SCC opstår, når et materiale udsættes for et korrosivt miljø under trækspænding.

Mekanisme:
SCC er resultatet af de kombinerede virkninger af trækspænding og et korrosivt miljø. For eksempel er klorid-induceret SCC et almindeligt problem i rustfrit stål, hvor chloridioner letter revneinitiering og udbredelse under stress.

Forebyggelse:

  • Materialevalg: Vælg materialer, der er modstandsdygtige over for specifikke typer SCC, der er relevante for miljøet.
  • Miljøkontrol: Reducer koncentrationen af ætsende stoffer, såsom chlorider, i driftsmiljøet.
  • Stresshåndtering: Brug afspændingsudglødning og omhyggeligt design for at minimere resterende spændinger, der bidrager til SCC.

Konklusion

Miljørevner repræsenterer en kompleks og mangefacetteret udfordring for industrier, hvor materialeintegritet er afgørende. At forstå de specifikke mekanismer bag hver type revnedannelse - såsom HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE og SCC - er afgørende for effektiv forebyggelse. Ved at implementere strategier som materialevalg, stresshåndtering, miljøkontrol og beskyttende belægninger kan industrier reducere risiciene forbundet med disse former for revner betydeligt, hvilket sikrer sikkerheden, pålideligheden og levetiden af deres infrastruktur.

I takt med at teknologiske fremskridt fortsætter med at udvikle sig, vil metoderne til bekæmpelse af miljøcrack også blive det. Dette gør løbende forskning og udvikling afgørende for at bevare materielle integritet i stadigt krævende miljøer.

Konstruktion af olielagertanke: Beregning af stålpladekrav

Sådan beregnes antallet af stålplader til olietanke

/i /af

Indledning

Opbygning af olielagertanke involverer præcis planlægning og nøjagtige beregninger for at sikre strukturel integritet, sikkerhed og omkostningseffektivitet. Til tanke konstrueret vha kulstofstål plader, at bestemme mængden og arrangementet af disse plader er afgørende. I denne blog vil vi udforske beregningen af antallet af stålplader til olielagertanke ved at bruge et specifikt eksempel til at illustrere de involverede trin.

Projektspecifikationer

Kundekrav:

  • Indstillinger for pladetykkelse: 6 mm, 8 mm og 10 mm kulstofstålplader
  • Pladedimensioner: Bredde: 2200mm, Længde: 6000mm

Tank specifikationer:

  • Antal tanke: 3
  • Individuel tankvolumen: 3.000 kubikmeter
  • Højde: 12 meter
  • Diameter: 15.286 meter

Trin til beregning af stålplademængder for tre cylindriske olieopbevaringstanke

Trin 1: Beregn overfladearealet af en enkelt tank

Overfladearealet af hver tank er summen af overfladearealerne af den cylindriske skal, bunden og taget.

1. Beregn omkreds og skalareal

2. Beregn arealet af bund og tag

 

Trin 2: Beregn det samlede overfladeareal for alle tanke

Trin 3: Bestem antallet af krævede stålplader

Trin 4: Tildel pladetykkelse

For at optimere tankenes strukturelle integritet og omkostninger, alloker forskellige pladetykkelser til forskellige dele af hver tank:

  • 6 mm plader: Anvendes til tagene, hvor den strukturelle belastning er lavere.
  • 8 mm plader: Påfør på de øverste sektioner af tankskallerne, hvor belastningen er moderat.
  • 10 mm plader: Disse bruges til bunden og underdelen af skallerne, hvor belastningen er højest på grund af vægten af den lagrede olie.

Trin 5: Eksempel tildeling af plader for hver tank

Bundplader:

  • Nødvendigt areal pr. tank: 183,7 kvadratmeter
  • Pladetykkelse: 10 mm
  • Antal plader pr. tank: [183.7/13.2] plader
  • I alt for 3 tanke: 14 × 3 plader

Skalplader:

  • Nødvendigt areal pr. tank: 576 kvadratmeter
  • Pladetykkelse: 10 mm (nederste sektion), 8 mm (øvre sektion)
  • Antal plader pr. tank: [576/13.2] plader
    • Nederste sektion (10 mm): Cirka 22 plader pr. tank
    • Øvre sektion (8 mm): Cirka 22 plader pr. tank
  • I alt for 3 tanke: 44 × 3 plader

Tagplader:

  • Nødvendigt areal pr. tank: 183,7 kvadratmeter
  • Pladetykkelse: 6 mm
  • Antal plader pr. tank: [183.7/13.2] plader
  • I alt for 3 tanke: 14 × 3 = plader

Overvejelser for nøjagtige beregninger

  • Korrosionsgodtgørelse: Medtag yderligere tykkelse for at tage højde for fremtidig korrosion.
  • Spild: Overvej materialespild på grund af tilskæring og montering, typisk tilføjelse af 5-10% ekstra materiale.
  • Design koder: Når du bestemmer pladetykkelse og tankdesign, skal du sikre overensstemmelse med relevante designkoder og standarder, såsom API 650.

Konklusion

Konstruktion af olielagertanke med kulstofstålplader involverer præcise beregninger for at sikre materialeeffektivitet og strukturel integritet. Ved nøjagtigt at bestemme overfladearealet og overveje de passende pladetykkelser, kan du estimere antallet af plader, der kræves for at bygge tanke, der opfylder industristandarder og kundekrav. Disse beregninger danner grundlaget for en vellykket tankkonstruktion, hvilket muliggør effektiv materialeindkøb og projektplanlægning. Uanset om det drejer sig om et nyt projekt eller eftermontering af eksisterende tanke, sikrer denne tilgang robuste og pålidelige olieopbevaringsløsninger, der stemmer overens med bedste ingeniørpraksis. Hvis du har et nyt LNG-, flybrændstof- eller råolielagertankprojekt, bedes du kontakte [email protected] for et optimalt tilbud på stålplader.

3LPE Coating vs 3LPP Coating

3LPE vs 3LPP: Omfattende sammenligning af rørbelægninger

/i /af

Indledning

Rørledningsbelægninger beskytter stålrørledninger mod korrosion og andre miljøfaktorer. Blandt de mest anvendte belægninger er 3-lags polyethylen (3LPE) og 3-lags polypropylen (3LPP) belægninger. Begge belægninger giver robust beskyttelse, men de adskiller sig med hensyn til påføring, sammensætning og ydeevne. Denne blog vil give en detaljeret sammenligning mellem 3LPE og 3LPP belægninger, med fokus på fem nøgleområder: belægningsvalg, belægningssammensætning, belægningsydeevne, konstruktionskrav og konstruktionsproces.

1. Valg af belægning

3LPE belægning:
Brug: 3LPE er meget brugt til onshore og offshore rørledninger i olie- og gasindustrien. Det er særligt velegnet til miljøer, hvor moderat temperaturbestandighed og fremragende mekanisk beskyttelse er påkrævet.
Temperaturområde: 3LPE-belægningen bruges typisk til rørledninger, der arbejder ved temperaturer mellem -40 °C og 80 80 °C.
Omkostningsovervejelse: 3LPE er generelt mere omkostningseffektiv end 3LPP, hvilket gør det til et populært valg til projekter med budgetbegrænsninger, hvor temperaturkravene er inden for det område, det understøtter.
3LPP belægning:
Brug: 3LPP foretrækkes i miljøer med høje temperaturer, såsom dybvands offshore rørledninger og rørledninger, der transporterer varme væsker. Det bruges også i områder, hvor overlegen mekanisk beskyttelse er nødvendig.
Temperaturområde: 3LPP-belægninger kan modstå højere temperaturer, typisk mellem -20°C og 140°C, hvilket gør dem velegnede til mere krævende anvendelser.
Omkostningsovervejelse: 3LPP-belægninger er dyrere på grund af deres overlegne temperaturbestandighed og mekaniske egenskaber, men de er nødvendige for rørledninger, der fungerer under ekstreme forhold.
Udvælgelsesoversigt: Valget mellem 3LPE og 3LPP afhænger primært af rørledningens driftstemperatur, miljøforhold og budgethensyn. 3LPE er ideel til moderate temperaturer og omkostningsfølsomme projekter, mens 3LPP foretrækkes til højtemperaturmiljøer, hvor forbedret mekanisk beskyttelse er afgørende.

2. Belægningssammensætning

3LPE belægningssammensætning:
Lag 1: Fusion Bonded Epoxy (FBE): Det inderste lag giver fremragende vedhæftning til stålunderlaget og er det primære korrosionsbeskyttelseslag.
Lag 2: Copolymerklæber: Dette lag binder FBE-laget til polyethylen-topcoaten, hvilket sikrer stærk vedhæftning og yderligere korrosionsbeskyttelse.
Lag 3: Polyethylen (PE): Det ydre lag giver mekanisk beskyttelse mod fysisk skade under håndtering, transport og installation.
3LPP belægningssammensætning:
Lag 1: Fusion Bonded Epoxy (FBE): I lighed med 3LPE fungerer FBE-laget i 3LPP som det primære korrosionsbeskyttelses- og limningslag.
Lag 2: Copolymerklæber: Dette klæbende lag binder FBE til polypropylen topcoaten, hvilket sikrer en stærk vedhæftning.
Lag 3: Polypropylen (PP): Det ydre lag af polypropylen tilbyder overlegen mekanisk beskyttelse og højere temperaturbestandighed end polyethylen.
Sammensætning Resumé: Begge belægninger deler en lignende struktur med et FBE-lag, et copolymerklæbemiddel og et ydre beskyttende lag. Det ydre lagmateriale er dog forskelligt - polyethylen i 3LPE og polypropylen i 3LPP - hvilket fører til forskelle i ydeevneegenskaber.

3. Belægningsydelse

3LPE belægning ydeevne:
Temperaturmodstand: 3LPE fungerer godt i miljøer med moderate temperaturer, men er muligvis ikke egnet til temperaturer over 80°C.
Mekanisk beskyttelse: Det ydre lag af polyethylen giver fremragende modstand mod fysiske skader, hvilket gør det velegnet til onshore og offshore rørledninger.
Korrosionsbestandighed: Kombinationen af FBE- og PE-lag giver robust beskyttelse mod korrosion, især i fugtige eller våde omgivelser.
Kemisk resistens: 3LPE giver god modstandsdygtighed over for kemikalier, men er mindre effektiv i miljøer med aggressiv kemikaliepåvirkning sammenlignet med 3LPP.
3LPP belægning ydeevne:
Temperaturmodstand: 3LPP er designet til at modstå temperaturer op til 140°C, hvilket gør den ideel til rørledninger, der transporterer varme væsker eller i miljøer med høje temperaturer.
Mekanisk beskyttelse: Polypropylenlaget giver overlegen mekanisk beskyttelse, især i dybvands offshore rørledninger med højere ydre tryk og fysisk stress.
Korrosionsbestandighed: 3LPP tilbyder fremragende korrosionsbeskyttelse, svarende til 3LPE, men den fungerer bedre i miljøer med højere temperaturer.
Kemisk resistens: 3LPP har overlegen kemikalieresistens, hvilket gør den mere velegnet til miljøer med aggressive kemikalier eller kulbrinter.
Præstationsoversigt: 3LPP udkonkurrerer 3LPE i højtemperaturmiljøer og giver bedre mekanisk og kemisk modstand. 3LPE er dog stadig yderst effektiv til moderate temperaturer og mindre aggressive miljøer.

4. Konstruktionskrav

3LPE konstruktionskrav:
Forberedelse af overfladen: Korrekt overfladeforbehandling er afgørende for effektiviteten af 3LPE-belægningen. Ståloverfladen skal renses og gøres ru for at opnå den nødvendige vedhæftning til FBE-laget.
Ansøgningsbetingelser: 3LPE-belægningen skal påføres i et kontrolleret miljø for at sikre den korrekte vedhæftning af hvert lag.
Tykkelse specifikationer: Tykkelsen af hvert lag er kritisk, idet den samlede tykkelse typisk spænder fra 1,8 mm til 3,0 mm, afhængigt af rørledningens påtænkte anvendelse.
3LPP konstruktionskrav:
Forberedelse af overfladen: Ligesom 3LPE er overfladeforberedelse kritisk. Stålet skal renses for at fjerne forurenende stoffer og gøres ru for at sikre korrekt vedhæftning af FBE-laget.
Ansøgningsbetingelser: Påføringsprocessen for 3LPP ligner den for 3LPE, men kræver ofte mere præcis styring på grund af belægningens højere temperaturbestandighed.
Tykkelse specifikationer: 3LPP-belægninger er typisk tykkere end 3LPE, med den samlede tykkelse i området fra 2,0 mm til 4,0 mm, afhængigt af den specifikke anvendelse.
Sammenfatning af konstruktionskrav: 3LPE og 3LPP kræver omhyggelig overfladeforberedelse og kontrollerede påføringsmiljøer. 3LPP-belægninger kræver dog generelt tykkere påføringer for at forbedre deres beskyttende egenskaber.

5. Byggeproces

3LPE byggeproces:
Overflade rengøring: Stålrøret rengøres ved hjælp af metoder som slibeblæsning for at fjerne rust, skæl og andre forurenende stoffer.
FBE ansøgning: Det rensede rør forvarmes, og FBE-laget påføres elektrostatisk, hvilket giver en solid binding til stålet.
Påføring af klæbende lag: En copolymer klæbemiddel påføres over FBE-laget, der binder FBE til det ydre polyethylenlag.
PE lag applikation: Polyethylenlaget er ekstruderet på røret, hvilket giver mekanisk beskyttelse og yderligere korrosionsbestandighed.
Køling og inspektion: Det belagte rør afkøles, inspiceres for defekter og klargøres til transport.
3LPP-konstruktionsproces:
Overflade rengøring: I lighed med 3LPE renses stålrøret grundigt for at sikre korrekt vedhæftning af belægningslagene.
FBE ansøgning: FBE-laget påføres det forvarmede rør og fungerer som det primære korrosionsbeskyttelseslag.
Påføring af klæbende lag: En copolymer klæbemiddel påføres over FBE-laget, hvilket sikrer en solid binding med polypropylen-topcoaten.
PP lag applikation: Polypropylenlaget påføres gennem ekstrudering, hvilket giver overlegen mekanisk modstand og temperaturbestandighed.
Køling og inspektion: Røret afkøles, inspiceres for defekter og klargøres til udlægning.
Sammenfatning af byggeprocessen: Byggeprocesserne for 3LPE og 3LPP er ens, med forskellige materialer brugt til det ydre beskyttende lag. Begge metoder kræver omhyggelig kontrol af temperatur, renlighed og lagtykkelse for at sikre optimal ydeevne.

Konklusion

Valget mellem 3LPE og 3LPP belægninger afhænger af flere faktorer, herunder driftstemperatur, miljøforhold, mekanisk stress og budget.
3LPE er ideel til rørledninger, der opererer ved moderate temperaturer, og hvor omkostningerne er en væsentlig overvejelse. Det giver fremragende korrosionsbestandighed og mekanisk beskyttelse til de fleste onshore og offshore applikationer.
3LPP, på den anden side er det foretrukne valg til højtemperaturmiljøer og applikationer, der kræver overlegen mekanisk beskyttelse. Dens højere omkostninger begrundes med dens forbedrede ydeevne under krævende forhold.

At forstå de specifikke krav til dit rørledningsprojekt er afgørende for at vælge den passende belægning. Både 3LPE og 3LPP har deres styrker og anvendelser, og det rigtige valg vil sikre langsigtet beskyttelse og holdbarhed for din rørledningsinfrastruktur.

Udforskning af stålrørs vitale rolle i olie- og gasefterforskning

/i /af

Indledning

Stålrør er kritiske i olie og gas, og tilbyder uovertruffen holdbarhed og pålidelighed under ekstreme forhold. Disse rør, der er afgørende for udforskning og transport, modstår høje tryk, korrosive miljøer og hårde temperaturer. Denne side udforsker stålrørs kritiske funktioner i olie- og gasefterforskning og beskriver deres betydning for boring, infrastruktur og sikkerhed. Opdag, hvordan valg af egnede stålrør kan øge driftseffektiviteten og reducere omkostningerne i denne krævende industri.

I. Den grundlæggende viden om stålrør til olie- og gasindustrien

1. Terminologiforklaring

API: Forkortelse af American Petroleum Institute.
OCTG: Forkortelse af Olie land rørformede varer, herunder oliebeholderrør, olieslanger, borerør, borekrave, borekroner, sugestang, pupssamlinger osv.
Olieslange: Rør bruges i oliebrønde til udvinding, gasudvinding, vandinjektion og syrefrakturering.
Hus: Rør sænket fra jordoverfladen ned i et boret boring som en foring for at forhindre vægkollaps.
Borerør: Rør brugt til boring af boringer.
Linjerør: Rør, der bruges til at transportere olie eller gas.
Koblinger: Cylindre bruges til at forbinde to gevindrør med indvendigt gevind.
Koblingsmateriale: Rør brugt til fremstilling af koblinger.
API-tråde: Rørgevind specificeret af API 5B standard, herunder olierørs runde gevind, foringsrør korte runde gevind, foringsrør lange runde gevind, foringsrør delvist trapezformet gevind, linjerørgevind osv.
Premium forbindelse: Ikke-API gevind med unikke tætningsegenskaber, forbindelsesegenskaber og andre egenskaber.
Fejl: deformation, brud, overfladeskader og tab af original funktion under specifikke driftsforhold.
Primære former for svigt: knusning, glidning, brud, lækage, korrosion, limning, slid osv.

2. Petroleumsrelaterede standarder

API Spec 5B, 17. udgave – Specifikation for gevindskæring, måling og gevindinspektion af foringsrør, slanger og linjerørgevind
API Spec 5L, 46. udgave – Specifikation for Line Pipe
API Spec 5CT, 11. udgave – Specifikation for foringsrør og rør
API Spec 5DP, 7. udgave – Specifikation for borerør
API Spec 7-1, 2. udgave – Specifikation for roterende borespindelelementer
API Spec 7-2, 2. udgave – Specifikation for gevindskæring og måling af roterende skuldergevindforbindelser
API Spec 11B, 24. udgave – Specifikation for sugestænger, polerede stænger og liners, koblinger, synkestænger, polerede stangklemmer, pakdåser og pumpe-T-stykker
ISO 3183:2019 – Petroleums- og naturgasindustrien – Stålrør til rørledningstransportsystemer
ISO 11960:2020 – Petroleums- og naturgasindustrien – Stålrør til brug som foringsrør eller rør til brønde
NACE MR0175 / ISO 15156:2020 – Petroleums- og naturgasindustrien – Materialer til brug i H2S-holdige miljøer i olie- og gasproduktion

II. Olieslange

1. Klassificering af olieslanger

Olieslange er opdelt i Non-Upsetted Oil Tubing (NU), External Upsetted Oil Tubing (EU) og Integral Joint (IJ) Oil Tubing. NU olierør betyder, at enden af røret er af gennemsnitlig tykkelse, drejer gevindet direkte og bringer koblingerne. Opsat rør indebærer, at enderne af begge rør er udvendigt opsat, derefter gevind og koblet. Integral Joint slange betyder, at den ene ende af røret er opsat med udvendigt gevind, og den anden er opsat med indvendigt gevind forbundet direkte uden koblinger.

2. Funktion af olieslanger

① Udvinding af olie og gas: efter at olie- og gasbrøndene er boret og cementeret, placeres slangen i oliehuset for at udvinde olie og gas til jorden.
② Vandinjektion: når trykket i borehullet er utilstrækkeligt, sprøjt vand ind i brønden gennem slangen.
③ Dampinjektion: Ved varm genvinding af tyk olie tilføres damp til brønden med isolerede olieslanger.
④ Forsuring og frakturering: I det sene stadie af brøndboring eller for at forbedre produktionen af olie- og gasbrønde er det nødvendigt at tilføre forsurings- og fraktureringsmedium eller hærdningsmateriale til olie- og gaslaget, og mediet og hærdningsmaterialet er transporteres gennem olieslangen.

3. Stålkvalitet af olierør

Stålkvaliteterne af olierør er H40, J55, N80, L80, C90, T95, P110.
N80 er opdelt i N80-1 og N80Q, de to har samme trækegenskaber; de to forskelle er leveringsstatus og forskelle i slagydelsen, N80-1 levering ved normaliseret tilstand eller når den endelige valsetemperatur er større end den kritiske temperatur Ar3 og spændingsreduktion efter luftkøling og kan bruges til at finde varmvalsning i stedet for normaliseret, slag og ikke-destruktiv testning er ikke påkrævet; N80Q skal være hærdet (quenched og hærdet) Varmebehandling, slagfunktion skal være i overensstemmelse med bestemmelserne i API 5CT, og bør være ikke-destruktiv testning.
L80 er opdelt i L80-1, L80-9Cr og L80-13Cr. Deres mekaniske egenskaber og leveringsstatus er de samme. Forskelle i brug, produktionsvanskeligheder og pris: L80-1 er til den generelle type, L80-9Cr og L80-13Cr er rør med høj korrosionsbestandighed, produktionsvanskeligheder og er dyre og bruges normalt i tunge korrosionsbrønde.
C90 og T95 er opdelt i 1 og 2 typer, nemlig C90-1, C90-2 og T95-1, T95-2.

4. Olieslangen almindeligt brugt stålkvalitet, stålnavn og leveringsstatus

J55 (37Mn5) NU Olieslang: Varmvalset i stedet for normaliseret
J55 (37Mn5) EU-olieslanger: Fuldlængde Normaliseret efter opstilling
N80-1 (36Mn2V) NU Olieslang: Varmvalset i stedet for normaliseret
N80-1 (36Mn2V) EU-olieslanger: normaliseret i fuld længde efter forstyrrelse
N80-Q (30Mn5) olieslange: 30Mn5, fuldlængde temperering
L80-1 (30Mn5) olieslange: 30Mn5, fuldlængde temperering
P110 (25CrMnMo) olieslange: 25CrMnMo, fuldlængde temperering
J55 (37Mn5) Kobling: Varmvalset online Normaliseret
N80 (28MnTiB) Kobling: Tempering i fuld længde
L80-1 (28MnTiB) Kobling: Fuldlængde hærdet
P110 (25CrMnMo) Kobling: Tempering i fuld længde

III. Husrør

1. Klassificering og rolle af beklædning

Foringsrøret er stålrøret, der understøtter væggen af olie- og gasbrønde. Der anvendes flere lag foringsrør i hver brønd alt efter forskellige boredybder og geologiske forhold. Cement bruges til at cementere foringsrøret, efter at det er sænket ned i brønden, og i modsætning til olierør og borerør kan det ikke genbruges og tilhører engangsmaterialer. Derfor udgør forbruget af foringsrør mere end 70 procent af alle olieboringsrør. Foringsrøret kan opdeles i lederforingsrør, mellemforingsrør, produktionsforingsrør og foringsrør i henhold til dets anvendelse, og deres strukturer i oliebrønde er vist i figur 1.

① Lederhus: Typisk ved brug af API-kvaliteter K55, J55 eller H40 stabiliserer lederforingsrør brøndhovedet og isolerer lavvandede grundvandsmagasiner med diametre almindeligvis omkring 20 tommer eller 16 tommer.

②Mellemhus: Mellemhus, ofte lavet af API-kvaliteter K55, N80, L80 eller P110, bruges til at isolere ustabile formationer og varierende trykzoner med typiske diametre på 13 3/8 tommer, 11 3/4 tommer eller 9 5/8 tommer .

③ Produktionshus: Konstrueret af højkvalitetsstål, såsom API-kvaliteter J55, N80, L80, P110 eller Q125, er produktionskabinettet designet til at modstå produktionstryk, almindeligvis med diametre på 9 5/8 tommer, 7 tommer eller 5 1/2 tommer.

④ Foringsbeklædning: Foringer forlænger brøndboringen ind i reservoiret ved hjælp af materialer som API-kvaliteter L80, N80 eller P110, med typiske diametre på 7 tommer, 5 tommer eller 4 1/2 tommer.

⑤Slange: Rør transporterer kulbrinter til overfladen ved hjælp af API-kvaliteter J55, L80 eller P110 og fås i diametre på 4 1/2 tommer, 3 1/2 tommer eller 2 7/8 tommer.

IV. Borerør

1. Klassificering og funktion af rør til boreværktøj

Det firkantede borerør, borerør, vægtede borerør og borekrave i boreværktøjer danner borerøret. Borerøret er kerneboreværktøjet, der driver boret fra jorden til bunden af brønden, og det er også en kanal fra jorden til bunden af brønden. Den har tre hovedroller:

① At overføre drejningsmoment til at drive boret til at bore;

② At stole på dens vægt til boret for at bryde trykket fra klippen i bunden af brønden;

③ For at transportere vaskevæske, det vil sige boremudder gennem jorden gennem højtryksmudderpumperne, boresøjle ind i borehullet strømme ind i bunden af brønden for at skylle stenaffaldet og afkøle borekronen og transportere stenaffaldet gennem den ydre overflade af søjlen og brøndens væg mellem ringrummet for at vende tilbage til jorden for at opnå formålet med at bore brønden.

Borerøret bruges i boreprocessen til at modstå en række komplekse vekslende belastninger, såsom trækstyrke, kompression, torsion, bøjning og andre belastninger. Den indvendige overflade er også udsat for højtryksmudderskuring og korrosion.
(1) Firkantet borerør: Firkantede borerør kommer i to typer: firkantet og sekskantet. I Kinas petroleumsborerør bruger hvert sæt boresøjler normalt et firkantet borerør. Dens specifikationer er 63,5 mm (2-1/2 tommer), 88,9 mm (3-1/2 tommer), 107,95 mm (4-1/4 tommer), 133,35 mm (5-1/4 tommer), 152,4 mm ( 6 tommer) og så videre. Den anvendte længde er normalt 1214,5 m.
(2) Borerør: Borerøret er det primære værktøj til at bore brønde, forbundet til den nederste ende af det firkantede borerør, og efterhånden som borebrønden fortsætter med at blive dybere, forlænger borerøret boresøjlen efter hinanden. Specifikationerne for borerør er: 60,3 mm (2-3/8 tommer), 73,03 mm (2-7/8 tommer), 88,9 mm (3-1/2 tommer), 114,3 mm (4-1/2 tommer) , 127 mm (5 tommer), 139,7 mm (5-1/2 tommer) og så videre.
(3) Kraftig borerør: Et vægtet borerør er et overgangsværktøj, der forbinder borerøret og borekraven, hvilket kan forbedre borerørets krafttilstand og øge trykket på boret. Hovedspecifikationerne for det vægtede borerør er 88,9 mm (3-1/2 tommer) og 127 mm (5 tommer).
(4) Borekrave: Borekraven er forbundet til den nederste del af borerøret, som er et specielt tykvægget rør med høj stivhed. Det udøver pres på boret for at bryde klippen og spiller en vejledende rolle ved boring af en lige brønd. De almindelige specifikationer for borekraver er 158,75 mm (6-1/4 tommer), 177,85 mm (7 tommer), 203,2 mm (8 tommer), 228,6 mm (9 tommer) og så videre.

V. Linierør

1. Klassificering af ledningsrør

Linjerør bruges i olie- og gasindustrien til at overføre olie-, raffineret olie-, naturgas- og vandrørledninger med forkortelsen stålrør. Transport af olie- og gasrørledninger er opdelt i hovedlednings-, gren- og byledningsnetværksrørledninger. Tre slags hovedledningstransmission har de sædvanlige specifikationer på ∅406 ~ 1219 mm, en vægtykkelse på 10 ~ 25 mm, stålkvalitet X42 ~ X80; stikledningsrørledninger og byrørledningsnetværk har normalt specifikationer for ∅114 ~ 700 mm, vægtykkelsen på 6 ~ 20 mm, stålkvaliteten for X42 ~ X80. Stålkvaliteten er X42～X80. Linerør fås i svejsede og sømløse typer. Svejset Line Pipe bruges mere end Seamless Line Pipe.

2. Standard af ledningsrør

API Spec 5L – Specifikation for Line Pipe
ISO 3183 – Petroleums- og naturgasindustrien – Stålrør til rørledningstransportsystemer

3. PSL1 og PSL2

PSL er forkortelsen for produktspecifikationsniveau. Specifikationsniveauet for linjerørproduktet er opdelt i PSL 1 og PSL 2, og kvalitetsniveauet er opdelt i PSL 1 og PSL 2. PSL 2 er højere end PSL 1; de to specifikationsniveauer har ikke kun forskellige testkrav, men kravene til kemisk sammensætning og mekaniske egenskaber er forskellige, så i henhold til API 5L-ordren er kontraktvilkårene, ud over at specificere specifikationerne, stålkvaliteten og andre almindelige indikatorer, men skal også angive produktspecifikationsniveauet, det vil sige PSL 1 eller PSL 2. PSL 2 i den kemiske sammensætning, trækegenskaber, slagkraft, ikke-destruktiv testning og andre indikatorer er strengere end PSL 1.

4. Linierør stålkvalitet, kemisk sammensætning og mekaniske egenskaber

Linjerørstålkvaliteter fra lav til høj er opdelt i A25, A, B, X42, X46, X52, X60, X65, X70 og X80. For detaljeret kemisk sammensætning og mekaniske egenskaber henvises til API 5L-specifikationen, 46. udgave af bogen.

5. Krav til hydrostatisk test og ikke-destruktiv undersøgelse

Linierør bør udføres gren for gren hydraulisk test, og standarden tillader ikke ikke-destruktiv generering af hydraulisk tryk, hvilket også er en stor forskel mellem API-standarden og vores standarder. PSL 1 kræver ikke ikke-destruktiv testning; PSL 2 bør være ikke-destruktiv test gren for gren.

VI. Premium forbindelser

1. Introduktion af Premium Connections

Premium Connection er et rørgevind med en unik struktur, der er forskellig fra API-gevindet. Selvom det eksisterende API-gevindforingsrør er meget udbredt til udnyttelse af oliebrønde, er dets mangler tydeligt vist i det unikke miljø i nogle oliefelter: API-søjlen med rund gevindrør, selvom dens tætningsevne er bedre, er trækkraften båret af gevindet. en del svarer kun til 60% til 80% af styrken af rørlegemet, og den kan derfor ikke bruges til udnyttelse af dybe brønde; den API-forspændte trapezformede rørsøjle, selvom dens trækevne er meget højere end API-rundgevindforbindelsen, er dens tætningsevne ikke så god. Selvom søjlens trækevne er meget højere end API-rundgevindforbindelsen, er dens tætningsevne ikke særlig god, så den kan ikke bruges til udnyttelse af højtryksgasbrønde; desuden kan gevindfedtet kun spille sin rolle i miljøet med en temperatur under 95 ℃, så det kan ikke bruges til udnyttelse af højtemperaturbrønde.

Sammenlignet med API-rundgevind og delvis trapezformet gevindforbindelse har premiumforbindelsen gjort banebrydende fremskridt i følgende aspekter:

(1) God tætning, gennem elasticiteten og metaltætningsstrukturen, gør samlingsgastætningen modstandsdygtig over for at nå grænsen for rørlegemet inden for udbyttetrykket;

(2) Høj styrke af forbindelsen, der forbindes med speciel spændeforbindelse af oliebeklædning, dens forbindelsesstyrke når eller overstiger styrken af rørlegemet for at løse problemet med glidning fundamentalt;

(3) Ved materialevalg og forbedring af overfladebehandlingsprocessen løste stort set problemet med trådklæbende spænde;

(4) Gennem optimering af strukturen, så den fælles spændingsfordeling er mere rimelig og mere befordrende for modstanden mod spændingskorrosion;

(5) Gennem skulderstrukturen af det rimelige design, så betjeningen af spændet på operationen er mere tilgængelig.

Olie- og gasindustrien kan prale af over 100 patenterede premiumforbindelser, der repræsenterer betydelige fremskridt inden for rørteknologi. Disse specialiserede gevinddesign tilbyder overlegne tætningsevner, øget forbindelsesstyrke og forbedret modstandsdygtighed over for miljøbelastninger. Ved at imødegå udfordringer som høje tryk, korrosive miljøer og ekstreme temperaturer sikrer disse innovationer fremragende pålidelighed og effektivitet i oliesunde operationer verden over. Kontinuerlig forskning og udvikling inden for premiumforbindelser understreger deres centrale rolle i at understøtte sikrere og mere produktive boringsmetoder, hvilket afspejler en vedvarende forpligtelse til teknologisk ekspertise i energisektoren.

VAM®-forbindelse: Kendt for sin robuste ydeevne i udfordrende miljøer, VAM®-forbindelser har avanceret metal-til-metal tætningsteknologi og høje drejningsmomentegenskaber, hvilket sikrer pålidelig drift i dybe brønde og højtryksreservoirer.

TenarisHydril Wedge Series: Denne serie tilbyder en række forbindelser såsom Blue®, Dopeless® og Wedge 521®, kendt for deres exceptionelle gastætte tætning og modstandsdygtighed over for kompressions- og spændingskræfter, hvilket øger driftssikkerheden og effektiviteten.

TSH® blå: Designet af Tenaris, TSH® Blue-forbindelser bruger et proprietært dobbeltskulderdesign og en højtydende gevindprofil, der giver fremragende træthedsmodstand og let make-up i kritiske boreapplikationer.

Grant Prideco™ XT®-forbindelse: Konstrueret af NOV, XT®-forbindelser inkorporerer en unik metal-til-metal-tætning og en robust gevindform, der sikrer overlegen drejningsmomentkapacitet og modstandsdygtighed over for gnidning, og forlænger derved forbindelsens levetid.

Hunting Seal-Lock®-forbindelse: Med en metal-til-metal tætning og en unik gevindprofil er Seal-Lock®-forbindelsen fra Hunting kendt for sin overlegne trykmodstand og pålidelighed i både onshore og offshore boreoperationer.

Konklusion

Som konklusion omfatter det indviklede netværk af stålrør, der er afgørende for olie- og gasindustrien, en bred vifte af specialiseret udstyr designet til at modstå strenge miljøer og komplekse driftskrav. Fra de grundlæggende foringsrør, der understøtter og beskytter sunde vægge, til de alsidige rør, der bruges i ekstraktions- og injektionsprocesser, tjener hver type rør et særskilt formål med at udforske, producere og transportere kulbrinter. Standarder som API-specifikationer sikrer ensartethed og kvalitet på tværs af disse rør, mens innovationer såsom premium-forbindelser forbedrer ydeevnen under udfordrende forhold. Efterhånden som teknologien udvikler sig, udvikler disse kritiske komponenter sig, hvilket fremmer effektivitet og pålidelighed i globale energioperationer. At forstå disse rør og deres specifikationer understreger deres uundværlige rolle i den moderne energisektors infrastruktur.

Super 13Cr SMSS 13Cr hus og slange

SMSS 13Cr og DSS 22Cr i H₂S/CO₂-Olie-Vand-miljø

/i /af

Indledning

Korrosionsadfærden af Super Martensitic Stainless Steel (SMS) 13 Cr og Duplex Stainless Steel (DSS) 22Cr i et H₂S/CO₂-olie-vand-miljø er af væsentlig interesse, især i olie- og gasindustrien, hvor disse materialer ofte udsættes for så barske forhold. Her er en oversigt over, hvordan hvert materiale opfører sig under disse forhold:

1. Super martensitisk rustfrit stål (SMSS) 13Cr:

Sammensætning: SMSS 13Cr indeholder typisk omkring 12-14% krom, med små mængder nikkel og molybdæn. Det høje kromindhold giver den god modstandsdygtighed over for korrosion, mens den martensitiske struktur giver høj styrke.
Korrosionsadfærd:
CO₂-korrosion: SMSS 13Cr viser moderat modstand mod CO₂-korrosion, primært på grund af dannelsen af et beskyttende kromoxidlag. I nærvær af CO₂ er lokaliseret korrosion, såsom grubetæring og sprækkekorrosion, imidlertid risikabelt.
H₂S korrosion: H₂S øger risikoen for sulfid stress cracking (SSC) og brintskørhed. SMSS 13Cr er noget modstandsdygtig, men ikke immun over for disse former for korrosion, især ved højere temperaturer og tryk.
Olie-vand miljø: Olie kan nogle gange udgøre en beskyttende barriere, hvilket reducerer metaloverfladens eksponering for ætsende midler. Vand, især saltlage, kan dog være stærkt ætsende. Balancen mellem olie- og vandfaser kan påvirke den samlede korrosionshastighed betydeligt.
Almindelige problemer:
Sulfid Stress Cracking (SSC): Den martensitiske struktur er, selvom den er stærk, modtagelig for SSC i nærvær af H2S.
Pitting og sprækkekorrosion: Disse er væsentlige bekymringer, især i miljøer med chlorider og CO₂.

2. Duplex rustfrit stål (DSS) 22Cr:

Sammensætning: DSS 22Cr indeholder omkring 22% krom, cirka 5% nikkel, 3% molybdæn og en afbalanceret austenit-ferrit mikrostruktur. Dette giver DSS fremragende korrosionsbestandighed og høj styrke.
Korrosionsadfærd:
CO₂-korrosion: DSS 22Cr er mere modstandsdygtig over for CO₂-korrosion end SMSS 13Cr. Det høje chromindhold og tilstedeværelsen af molybdæn hjælper med at danne et stabilt og beskyttende oxidlag, der modstår korrosion.
H₂S korrosion: DSS 22Cr er meget modstandsdygtig over for H₂S-induceret korrosion, inklusive SSC og brintskørhed. Den afbalancerede mikrostruktur og legeringssammensætning hjælper med at mindske disse risici.
Olie-vand miljø: DSS 22Cr fungerer godt i blandede olie-vand-miljøer og modstår generel og lokal korrosion. Tilstedeværelsen af olie kan øge korrosionsbestandigheden ved at danne en beskyttende film, men dette er mindre kritisk for DSS 22Cr på grund af dens iboende korrosionsbestandighed.
Almindelige problemer:
Spændingskorrosionsrevner (SCC): Selvom DSS 22Cr er mere modstandsdygtig end SMSS 13Cr, kan den stadig være modtagelig for SCC under visse forhold, såsom høje kloridkoncentrationer ved forhøjede temperaturer.
Lokaliseret korrosion: DSS 22Cr er generelt meget modstandsdygtig over for grubetæring og sprækkekorrosion, men disse kan stadig forekomme under ekstreme forhold.

Sammenlignende oversigt:

Korrosionsbestandighed: DSS 22Cr tilbyder generelt overlegen korrosionsbestandighed sammenlignet med SMSS 13Cr, især i miljøer med H₂S og CO₂.
Styrke og sejhed: SMSS 13Cr er mere robust, men modtagelig for korrosionsproblemer som SSC og pitting.
Anvendelsesegnethed: DSS 22Cr foretrækkes ofte i miljøer med højere korrosionsrisiko, såsom dem med høje niveauer af H₂S og CO₂, hvorimod SMSS 13Cr kan vælges til applikationer, der kræver højere styrke med moderat korrosionsrisiko.

Konklusion:

Når du vælger mellem SMSS 13Cr og DSS 22Cr til brug i H₂S/CO₂-olie-vand-miljøer, er DSS 22Cr typisk det bedre valg til at modstå korrosion, især i mere aggressive miljøer. Den endelige beslutning bør dog overveje de specifikke forhold, herunder temperatur, tryk og de relative koncentrationer af H₂S og CO₂.

Plader og overfladeprocesser til bygning af olietanke

Bygning af olielagertanke: Udvælgelse af plader og processer

/i /af

Indledning

At bygge olielagertanke er afgørende for olie- og gasindustrien. Disse tanke skal designes og bygges præcist for at sikre sikkerhed, holdbarhed og effektivitet ved opbevaring af olieprodukter. En af de mest kritiske komponenter i disse tanke er udvælgelsen og behandlingen af plader, der bruges i deres konstruktion. Denne blog giver et detaljeret overblik over pladevalgskriterierne, fremstillingsprocesser og overvejelser i forbindelse med bygning af olielagertanke.

Betydningen af pladevalg

Plader er den primære strukturelle komponent i olielagertanke. Valget af passende plader er afgørende af flere grunde:
Sikkerhed: Det egnede plademateriale sikrer, at tanken kan modstå det opbevarede produkts indre tryk, miljøforhold og potentielle kemiske reaktioner.
Holdbarhed: Materialer af høj kvalitet forbedrer tankens levetid, hvilket reducerer vedligeholdelsesomkostninger og nedetid.
Overholdelse: Overholdelse af industristandarder og regler er afgørende for lovlig drift og miljøbeskyttelse.
Omkostningseffektivitet: Valg af de korrekte materialer og forarbejdningsmetoder kan reducere konstruktions- og driftsomkostningerne markant.

Typer af olietanke

Før du dykker ned i pladevalg, er det vigtigt at forstå de forskellige typer olielagertanke, da hver type har specifikke krav:
Tanke med fast tag er den mest almindelige type lagertank, der bruges til olie og olieprodukter. De er velegnede til væsker med lavt damptryk.
Flydende tagtanke: Disse tanke har et tag, der flyder på overfladen af den opbevarede væske, hvilket reducerer fordampningstab og risikoen for eksplosion.
Kugletanke: Disse cylindriske tanke opbevarer flydende gasser og flygtige væsker.
Kugleformede tanke: Anvendes til opbevaring af højtryksvæsker og gasser, hvilket giver lige spændingsfordeling.

Kriterier for pladevalg

1. Materialesammensætning
Kulstofstål: Udbredt på grund af dets styrke, overkommelige priser og tilgængelighed. Velegnet til de fleste olie- og petroleumsprodukter.
Rustfrit stål: Foretrukken til opbevaring af ætsende eller højtemperaturprodukter på grund af dets korrosionsbestandighed.
Aluminium: Let og korrosionsbestandig, ideel til flydende tagkomponenter og tanke i korrosive miljøer.
Kompositmaterialer: Bruges lejlighedsvis til specifikke applikationer, der kræver høj korrosionsbestandighed og letvægt.
2. Tykkelse og størrelse
Tykkelse: Dette bestemmes af tankens designtryk, diameter og højde. Det spænder generelt fra 5 mm til 30 mm.
Størrelse: Pladerne skal være store nok til at minimere svejsesømme, men håndterbare til håndtering og transport.
3. Mekaniske egenskaber
Trækstyrke: Sikrer, at tanken kan modstå indre tryk og ydre kræfter.
Duktilitet: Giver mulighed for deformation uden brud, idet der tages højde for ændringer i tryk og temperatur.
Slagmodstand: Vigtig for at modstå pludselige kræfter, især i koldere miljøer.
4. Miljøfaktorer
Temperaturvariationer: Overvejelse af materialeadfærd ved ekstreme temperaturer.
Ætsende miljø: Valg af materialer, der er modstandsdygtige over for miljøkorrosion, især til offshore- eller kystinstallationer.

Materialestandarder og kvaliteter

Overholdelse af anerkendte standarder og kvaliteter er afgørende, når du vælger materialer til olielagertanke, da dette sikrer kvalitet, ydeevne og overholdelse af industriregler.

Kulstofstål

Standarder: ASTM A36, ASTM A283, JIS G3101
Karakterer:
ASTM A36: Almindelig konstruktionsstålkvalitet, der anvendes til tankkonstruktion på grund af dens gode svejsbarhed og bearbejdelighed.
ASTM A283 Grade C: Tilbyder god styrke og fleksibilitet til moderate belastninger.
JIS G3101 SS400: En japansk standard for kulstofstål, der anvendes til generelle strukturelle formål, kendt for sine gode mekaniske egenskaber og svejsbarhed.

Rustfrit stål

Standarder: ASTM A240
Karakterer:
304/304L: Giver god korrosionsbestandighed og bruges til opbevaring af let ætsende produkter i tanke.
På grund af tilsat molybdæn, 316/316L Giver overlegen korrosionsbestandighed, især i havmiljøer.
904L (UNS N08904): Kendt for sin høje korrosionsbestandighed, især mod klorider og svovlsyre.
Duplex rustfrit stål 2205 (UNS S32205): Kombinerer høj styrke med fremragende korrosionsbestandighed, velegnet til barske miljøer.

Aluminium

Standarder: ASTM B209
Karakterer:
5083: Kendt for sin høje styrke og fremragende korrosionsbestandighed, er den ideel til tanke i havmiljøer.
6061: Tilbyder gode mekaniske egenskaber og svejsbarhed, velegnet til strukturelle komponenter.

Kompositmaterialer

Standarder: ASME RTP-1
Ansøgninger: Anvendes i specialiserede applikationer, der kræver modstand mod kemiske angreb og vægtbesparelser.

Typer af foringer og belægninger

Foringer og belægninger beskytter olielagertanke mod korrosion og miljøskader. Valget af foring og belægning afhænger af tankens placering, indhold og økologiske forhold.

Udvendige belægninger

Epoxy belægninger:
Ejendomme: Tilbyder fremragende vedhæftning og korrosionsbestandighed. Velegnet til barske miljøer.
Ansøgninger: Anvendes på tankens ydre for at beskytte mod vejrlig og kemikaliepåvirkning.
Anbefalede mærker:
Hempel: Hempel's Epoxy 35540
AkzoNobel: Interseal 670HS
Jotun: Jotamastic 90
3M: Scotchkote Epoxy Coating 162PWX
Anbefalet DFT (Dry Film Thickness): 200-300 mikron
Polyurethan belægninger:
Ejendomme: Giver fremragende UV-modstand og fleksibilitet.
Ansøgninger: Ideel til tanke udsat for sollys og varierende vejrforhold.
Anbefalede mærker:
Hempel: Hempel's polyurethanemalje 55300
AkzoNobel: Interthane 990
Jotun: Hardtop XP
Anbefalet DFT: 50-100 mikron
Zinkrige primere:
Ejendomme: Giver katodisk beskyttelse til ståloverflader.
Ansøgninger: Anvendes som base coat for at forhindre rust.
Anbefalede mærker:
Hempel: Hempadur Zink 17360
AkzoNobel: Interzinc 52
Jotun: Barriere 77
Anbefalet DFT: 120-150 mikron

Indvendige foringer

Phenol Epoxy Foringer:
Ejendomme: Fremragende kemisk modstandsdygtighed over for petroleumsprodukter og opløsningsmidler.
Ansøgninger: Anvendes inde i tanke til opbevaring af råolie og raffinerede produkter.
Anbefalede mærker:
Hempel: Hempel's Phenolic 35610
AkzoNobel: Interline 984
Jotun: Tankvagt Opbevaring
Anbefalet DFT: 400-600 mikron
Glas Flake Coatings:
Ejendomme: Høj kemikalie- og slidbestandighed.
Ansøgninger: Velegnet til aggressiv kemikalieopbevaring og tankbund.
Anbefalede mærker:
Hempel: Hempel's Glassflake 35620
AkzoNobel: Interzone 954
Jotun: Baltoflake
Anbefalet DFT: 500-800 mikron
Gummiforinger:
Ejendomme: Giver fleksibilitet og modstandsdygtighed over for kemikalier.
Ansøgninger: Anvendes til opbevaring af ætsende stoffer som syrer.
Anbefalede mærker:
3M: Scotchkote Poly-Tech 665
Anbefalet DFT: 2-5 mm

Overvejelser om udvælgelse

Produktkompatibilitet: Sørg for, at foringen eller belægningen er kompatibel med det opbevarede produkt for at forhindre reaktioner.
Miljøbetingelser: Overvej temperatur, fugtighed og kemisk eksponering, når du vælger foringer og belægninger.
Vedligeholdelse og holdbarhed: Vælg foringer og belægninger, der giver langtidsbeskyttelse og er nemme at vedligeholde.

Fremstillingsprocesser

Fremstillingen af olielagertanke involverer flere nøgleprocesser:
1. Skæring
Mekanisk skæring: Indebærer klipning, savning og fræsning for at forme pladerne.
Termisk skæring: Bruger oxy-fuel, plasma eller laserskæring til præcis og effektiv formning.
2. Svejsning
Svejsning er afgørende for sammenføjning af plader og sikring af strukturel integritet.
Beskyttet metalbuesvejsning (SMAW): Almindelig brugt på grund af sin enkelhed og alsidighed.
Gas Tungsten Arc Welding (GTAW): Giver svejsninger af høj kvalitet til kritiske samlinger.
Submerged Arc Welding (SAW): Velegnet til tykke plader og lange sømme, der tilbyder dyb penetration og høje aflejringshastigheder.
3. Formning
Rulning: Plader rulles ind i den ønskede krumning til cylindriske tankvægge.
Tryk på Forming: Bruges til at forme tankender og andre komplekse komponenter.
4. Inspektion og prøvning
Ikke-destruktiv test (NDT): Teknikker såsom ultralydstest og radiografi sikrer svejsekvalitet og strukturel integritet uden at beskadige materialet.
Trykprøvning: Sikrer, at tanken kan modstå designtrykket uden at lække.
5. Overfladeforbehandling og belægning
Sprængning: Renser og forbereder overfladen til belægning.
Belægning: Påføring af beskyttende belægninger for at forhindre korrosion og forlænge tankens levetid.
Branchestandarder og -forskrifter
Overholdelse af industristandarder sikrer sikkerhed, kvalitet og overholdelse. Nøglestandarder inkluderer:
API 650: Standard for svejste stållagertanke til olie og gas.
API 620: Dækker design og konstruktion af store lavtryksbeholdere.
ASME Afsnit VIII: Giver retningslinjer for trykbeholderkonstruktion.

Konklusion

Konstruktionen af olielagertanke kræver omhyggelig opmærksomhed på detaljer, især ved udvælgelse og bearbejdning af plader. Ved at overveje faktorer som materialesammensætning, tykkelse, mekaniske egenskaber og miljøforhold kan bygherrer sikre disse kritiske strukturers sikkerhed, holdbarhed og omkostningseffektivitet. Overholdelse af industristandarder og regler sikrer yderligere overholdelse og beskyttelse af miljøet. Efterhånden som olie- og gasindustrien fortsætter med at udvikle sig, vil fremskridt inden for materialer og fremstillingsteknologier fortsætte med at forbedre konstruktionen af olielagertanke.