LNG-TANKE

Dybdegående vejledning til LNG-tankdesign, materialevalg og applikationer

/i /af

Indledning

Liquefied Natural Gas (LNG) er en væsentlig komponent i den globale energiinfrastruktur, lagret ved kryogene temperaturer for at lette effektiv transport og opbevaring. LNG-tankdesign og materialevalg er afgørende for at sikre deres sikkerhed, holdbarhed og ydeevne. Ud over at udforske tankdesign og materialer er det vigtigt at forstå de forskellige anvendelser af LNG-tanke for fuldt ud at værdsætte deres rolle i energisektoren.

Forståelse af LNG-tankdesign

LNG-tanke er designet til at holde naturgas i flydende form ved temperaturer omkring -162°C (-260°F). De skal kunne tåle ekstrem kulde, trykvariationer og potentielle termiske belastninger. Her er et detaljeret kig på de primære tanktyper og kritiske designovervejelser:
Tanktyper:
Enkelte indeslutningstanke: Disse tanke har et enkelt lag stål med en ydre betonstruktur. På grund af lavere sikkerhedsmargener bruges de typisk til mindre lagerkapacitet og er mindre almindelige til store applikationer.
Dobbelt indeslutningstanke: Disse tanke har en indre ståltank og et ydre indeslutningslag af beton eller stål. De tilbyder ekstra sikkerhed ved at håndtere potentielle lækager og give et ekstra lag af beskyttelse.
Fuld indeslutningstanke: Disse tanke, der har en indre LNG-beholder og et sekundært indeslutningssystem, er designet til at håndtere eventuelle potentielle lækager, hvilket gør dem til standarden for storskala LNG-opbevaring.
Designovervejelser:
Termisk isolering: Avancerede isoleringsmaterialer som perlit, vakuum eller polyurethanskum forhindrer varmeindtrængning og holder LNG ved kryogene temperaturer.
Trykkontrolsystemer: Aflastningsventiler og overvågningssystemer er afgørende for styring af internt tryk og sikring af sikker drift.
Seismisk og strukturel integritet: Tanke skal modstå seismisk aktivitet og andre strukturelle belastninger, så de inkorporerer ofte armeret beton og detaljerede strukturelle analyser.

LNG Tank Design

LNG Tank Design

Materialevalg til LNG-tanke

Valg af egnede materialer er afgørende for LNG-tankenes ydeevne og levetid. Her er et kig på de almindeligt anvendte materialer:
Indvendige tankmaterialer:
9% nikkelstål (ASTM A553): Ideelt til den indre bundplade og indvendige skal eller vægplader, dette materiale giver høj sejhed og modstandsdygtighed over for sprøde brud ved kryogene temperaturer.
Lavtemperatur kulstofstål: Dette bruges nogle gange med 9% nikkelstål til komponenter, hvor ekstreme kryogene egenskaber ikke er så kritiske.
Ydre tankmaterialer:
Beton: Anvendes til det ydre indeslutningslag i dobbelte og fulde indeslutningstanke, hvilket giver robust strukturel støtte og ekstra termisk isolering.
Stål: Bruges nogle gange i den ydre tank til områder med høj belastning, ofte belagt eller behandlet for at modstå korrosion.
Materialer til tanktag:
ASTM A516 klasse 70: Dette kulstofstål er velegnet til tankens tagplade og giver styrke og sejhed ved lavere temperaturer.
Isoleringsmaterialer:
Perlite: Effektiv til isolering mod kryogene temperaturer.
Glasfiber og Aerogel: Avancerede materialer, der tilbyder fremragende termisk isolering, men til højere omkostninger.

Anvendelser af LNG-tanke

LNG-tanke spiller en afgørende rolle i forskellige applikationer på tværs af energisektoren. Sådan bruges de:
LNG-import- og eksportterminaler:
Importterminaler: LNG-tanke på importterminaler modtager LNG fra skibe og opbevarer det, før det genforgasses og distribueres til det lokale gasnet.
Eksportterminaler: LNG-tanke opbevarer flydende naturgas ved eksportterminaler, før den lastes på skibe til international transport.
LNG-opbevaring og distribution:
Forsyningsselskaber: Forsyningsselskaber opbevarer og distribuerer naturgas til bolig- og erhvervsbrug i LNG-tanke, hvilket sikrer en stabil forsyning selv i perioder med spidsbelastning.
Industrielle applikationer: Industrier bruger LNG-tanke til at opbevare og levere naturgas til processer, der kræver en konsekvent og pålidelig brændstofkilde.
LNG som brændstof:
Søtransport: LNG-tanke bruges i skibe designet til at køre på LNG, hvilket reducerer emissionerne sammenlignet med traditionelle skibsbrændstoffer.
Tunge køretøjer: LNG-tanke bruges i lastbiler og busser, der kører på flydende naturgas, hvilket tilbyder et renere alternativ til diesel.
Nødbackup og spidsbarbering:
Backup Power: LNG-tanke leverer backup-strømløsninger til områder med upålidelig elforsyning, hvilket sikrer, at naturgas er tilgængelig til elproduktion under udfald.
Peak barbering: LNG-lagring hjælper med at håndtere spidsbelastning ved at opbevare overskydende gas i perioder med lav efterspørgsel og frigive den i perioder med høj efterspørgsel.
LNG-produktionsfaciliteter:
Flydende planter: LNG-tanke opbevarer det flydende produkt på produktionsanlæg, hvor naturgas afkøles og kondenseres til flydende form for effektiv opbevaring og transport.

Design og sikkerhedsovervejelser

For at sikre sikkerheden og effektiviteten af LNG-tanke skal du overveje følgende:
Termisk stresshåndtering: Korrekt isolering og ekspansionsfuger er nødvendige for at håndtere termiske spændinger forårsaget af ekstreme temperaturvariationer.
Sikkerhedsfunktioner: For at imødegå potentielle risici forbundet med LNG-opbevaring skal du inkludere lækagedetektionssystemer, brandbeskyttelse og nødstopsystemer.
Regulativ overholdelse: Overhold industristandarder og regler fra organisationer som American Petroleum Institute (API), National Fire Protection Association (NFPA) og International Organization for Standardization (ISO).

Konklusion

LNG-tankenes design og materialevalg er grundlæggende for at sikre deres sikre og effektive drift. Ingeniører kan skabe tanke, der fungerer pålideligt under ekstreme forhold ved at vælge passende materialer som 9% nikkelstål til kryogene komponenter og ASTM A516 Grade 70 til taget. Forståelse af LNG-tankes forskellige anvendelser – fra import- og eksportterminaler til industrielle anvendelser og nødbackup – fremhæver deres afgørende rolle i den globale energiinfrastruktur. Omhyggeligt design, materialevalg og overholdelse af sikkerhedsstandarder vil understøtte LNG-opbevaring og -brugs fortsatte succes og sikkerhed. For præcise specifikationer og aktuelle priser, rådfør dig med [email protected] er altid tilrådeligt for at imødekomme specifikke projektbehov.

NACE MR0175 vs NACE MR0103

Hvad er forskellen mellem NACE MR0175 og NACE MR0103?

/i /af

Indledning

I industrier som olie og gas, hvor udstyr og infrastruktur rutinemæssigt udsættes for barske miljøer, er det afgørende at vælge materialer, der kan modstå korrosive forhold. To væsentlige standarder, der vejleder materialevalg til miljøer, der indeholder svovlbrinte (H₂S). NACE MR0175 og NACE MR0103. Mens begge standarder sigter mod at forhindre sulfid stress cracking (SSC) og andre brintinducerede skader, er de designet til forskellige applikationer og miljøer. Denne blog giver et omfattende overblik over forskellene mellem disse to væsentlige standarder.

Introduktion til NACE-standarder

NACE International, der nu er en del af Association for Materials Protection and Performance (AMPP), udviklede NACE MR0175 og NACE MR0103 for at imødegå udfordringerne fra sure servicemiljøer - dem, der indeholder H₂S. Disse miljøer kan føre til forskellige former for korrosion og revner, som kan kompromittere materialers integritet og potentielt føre til katastrofale fejl. Det primære formål med disse standarder er at give retningslinjer for valg af materialer, der kan modstå disse skadelige virkninger.

Omfang og anvendelse

NACE MR0175

Primært fokus: NACE MR0175 eller ISO 15156 er primært rettet mod opstrøms olie- og gasindustrien, herunder efterforskning, boring, produktion og transport af kulbrinter.
Miljø: Standarden dækker materialer, der anvendes i olie- og gasproduktion i sure servicemiljøer. Dette omfatter borehulsudstyr, brøndhovedkomponenter, rørledninger og raffinaderier.
Global brug: NACE MR0175 er en globalt anerkendt standard, der i vid udstrækning anvendes i opstrøms olie- og gasoperationer for at sikre sikkerheden og pålideligheden af materialer i sure miljøer.

NACE MR0103

Primært fokus: NACE MR0103 er designet eksplicit til raffinerings- og petrokemiske industrier med fokus på downstream-operationer.
Miljø: Standarden gælder for procesanlæg med svovlbrinte, især i våde H₂S-miljøer. Det er skræddersyet til de forhold, der findes i raffineringsenheder, såsom hydroprocessenheder, hvor risikoen for sulfidspændingsrevner er betydelig.
Branchespecifik: I modsætning til NACE MR0175, som bruges i en bredere række af applikationer, fokuserer NACE MR0103 mere på raffineringssektoren.

Materialekrav

NACE MR0175

Materiale muligheder: NACE MR0175 tilbyder mange materialemuligheder, herunder kulstofstål, lavlegeret stål, rustfrit stål, nikkelbaserede legeringer og mere. Hvert materiale er kategoriseret ud fra dets egnethed til specifikke sure miljøer.
Kvalifikation: Materialer skal opfylde strenge kriterier for at være kvalificeret til brug, herunder modstandsdygtighed over for SSC, hydrogen-induceret revnedannelse (HIC) og sulfidspændingskorrosionsrevner (SSCC).
Miljømæssige grænser: Standarden begrænser H₂S-partialtryk, temperatur, pH og andre økologiske faktorer, der bestemmer materialets egnethed til sur service.

NACE MR0103

Materialekrav: NACE MR0103 fokuserer på materialer, der modstår SSC i raffineringsmiljøet. Det giver specifikke kriterier for kulstof, lavlegerede og visse rustfrit stål.
Forenklede retningslinjer: Sammenlignet med MR0175 er retningslinjerne for materialevalg i MR0103 mere ligetil, hvilket afspejler de mere kontrollerede og konsistente forhold, der typisk findes i raffineringsoperationer.
Fremstillingsprocesser: Standarden beskriver også krav til svejsning, varmebehandling og fremstilling for at sikre, at materialer bevarer deres modstandsdygtighed over for revner.

Certificering og overholdelse

NACE MR0175
Certificering: Overholdelse af NACE MR0175 er ofte påkrævet af regulerende organer og er afgørende for at sikre sikkerheden og pålideligheden af udstyr i sur olie- og gasdrift. Standarden henvises til i mange internationale regler og kontrakter.
Dokumentation: Der kræves typisk detaljeret dokumentation for at demonstrere, at materialer opfylder de specifikke kriterier, der er beskrevet i MR0175. Dette omfatter kemisk sammensætning, mekaniske egenskaber og test for modstandsdygtighed over for sure driftsforhold.
NACE MR0103
Certificering: Overholdelse af NACE MR0103 er typisk påkrævet i kontrakter for udstyr og materialer, der anvendes i raffinering og petrokemiske anlæg. Det sikrer, at de udvalgte materialer kan modstå de specifikke udfordringer i raffinaderimiljøer.
Forenklede krav: Selvom de stadig er strenge, er dokumentations- og testkravene til MR0103-overholdelse ofte mindre komplekse end dem for MR0175, hvilket afspejler de forskellige miljøforhold og risici ved raffinering sammenlignet med opstrømsoperationer.

Test og kvalifikation

NACE MR0175
Strenge test: Materialer skal gennemgå omfattende test, herunder laboratorietest for SSC, HIC og SSCC, for at kvalificere sig til brug i sure miljøer.
Globale standarder: Standarden stemmer overens med internationale testprocedurer og kræver ofte, at materialer opfylder strenge præstationskriterier under de hårdeste forhold, der findes i olie- og gasoperationer.
NACE MR0103
Målrettet test: Testkrav er fokuseret på de specifikke forhold i raffinaderimiljøer. Dette inkluderer test for modstandsdygtighed over for vådt H₂S, SSC og andre relevante former for revnedannelse.
Ansøgningsspecifik: Testprotokollerne er skræddersyet til behovene for raffineringsprocesser, som typisk involverer mindre alvorlige forhold end dem, der findes i opstrømsoperationer.

Konklusion

Mens NACE MR0175 og NACE MR0103 både forhindrer sulfidspændingsrevner og andre former for miljørevner i sure servicemiljøer, de er designet til forskellige anvendelser.
NACE MR0175 er standarden for opstrøms olie- og gasdrift. Det dækker en bred vifte af materialer og miljøforhold og har strenge test- og kvalifikationsprocesser.
NACE MR0103 er skræddersyet til raffineringsindustrien. Det fokuserer på downstream-operationer og bruger enklere, mere målrettede materialevalgskriterier.

At forstå forskellene mellem disse standarder er afgørende for at vælge egnede materialer til din specifikke anvendelse og sikre din infrastrukturs sikkerhed, pålidelighed og levetid i svovlbrintemiljøer.

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.