LNG-TANKS

Ausführlicher Leitfaden zum Design, zur Materialauswahl und zu Anwendungen von LNG-Tanks

/In /von

Einführung

Flüssigerdgas (LNG) ist ein wesentlicher Bestandteil der globalen Energieinfrastruktur und wird bei kryogenen Temperaturen gelagert, um einen effizienten Transport und eine effiziente Lagerung zu ermöglichen. Das Design und die Materialauswahl von LNG-Tanks sind entscheidend, um ihre Sicherheit, Haltbarkeit und Leistung zu gewährleisten. Neben der Untersuchung von Tankdesign und -materialien ist es wichtig, die verschiedenen Anwendungen von LNG-Tanks zu verstehen, um ihre Rolle im Energiesektor voll zu verstehen.

Verständnis des LNG-Tank-Designs

LNG-Tanks sind dafür ausgelegt, Erdgas in flüssiger Form bei Temperaturen um -162 °C (-260 °F) zu speichern. Sie müssen extremer Kälte, Druckschwankungen und möglichen thermischen Belastungen standhalten. Hier ist ein detaillierter Blick auf die wichtigsten Tanktypen und wichtige Designüberlegungen:
Panzertypen:
Einzelbehälter: Diese Tanks bestehen aus einer einzigen Stahlschicht mit einer äußeren Betonstruktur. Aufgrund geringerer Sicherheitsmargen werden sie typischerweise für kleinere Lagerkapazitäten verwendet und sind bei Großanwendungen seltener anzutreffen.
Doppelte Sicherheitstanks: Diese Tanks bestehen aus einem inneren Stahltank und einer äußeren Beton- oder Stahlschutzschicht. Sie bieten zusätzliche Sicherheit, indem sie potenzielle Lecks abfangen und eine zusätzliche Schutzschicht bieten.
Vollauffangtanks: Diese Tanks verfügen über einen inneren LNG-Behälter und ein sekundäres Rückhaltesystem und sind so konzipiert, dass sie mögliche Lecks abfangen. Damit stellen sie den Standard für die groß angelegte LNG-Speicherung dar.
Entwurfsüberlegungen:
Wärmedämmung: Moderne Isoliermaterialien wie Perlit, Vakuum- oder Polyurethanschaum verhindern das Eindringen von Wärme und halten das Flüssigerdgas auf kryogenen Temperaturen.
Druckregelsysteme: Überdruckventile und Überwachungssysteme sind für die Kontrolle des Innendrucks und die Gewährleistung eines sicheren Betriebs von entscheidender Bedeutung.
Seismische und strukturelle Integrität: Tanks müssen seismischen Aktivitäten und anderen strukturellen Belastungen standhalten, daher bestehen sie häufig aus Stahlbeton und verfügen über detaillierte Strukturanalysen.

LNG-Tank-Design

LNG-Tank-Design

Materialauswahl für LNG-Tanks

Die Wahl geeigneter Materialien ist entscheidend für die Leistung und Langlebigkeit von LNG-Tanks. Hier ein Überblick über die häufig verwendeten Materialien:
Materialien des Innentanks:
9% Nickelstahl (ASTM A553): Dieses Material eignet sich ideal für die innere Bodenplatte und die innere Schale bzw. die Wandplatten und bietet eine hohe Zähigkeit und Widerstandsfähigkeit gegen Sprödbruch bei kryogenen Temperaturen.
Niedrigtemperatur-Kohlenstoffstahl: Dies wird manchmal mit 9%-Nickelstahl für Komponenten verwendet, bei denen extreme kryogene Eigenschaften nicht so kritisch sind.
Materialien des Außentanks:
Beton: Wird für die äußere Sicherheitsschicht in Doppel- und Vollsicherheitstanks verwendet und bietet robuste strukturelle Unterstützung und zusätzliche Wärmeisolierung.
Stahl: Wird manchmal in Außentanks in stark beanspruchten Bereichen verwendet und ist häufig beschichtet oder behandelt, um Korrosion zu verhindern.
Materialien für Tankdächer:
ASTM A516 Klasse 70: Dieser Kohlenstoffstahl eignet sich für die Tankdachplatte und bietet Festigkeit und Zähigkeit bei niedrigeren Temperaturen.
Isoliermaterialien:
Perlit: Wirksam zur Isolierung gegen kryogene Temperaturen.
Glasfaser und Aerogel: Moderne Materialien bieten eine hervorragende Wärmedämmung, sind jedoch teurer.

Anwendungen von LNG-Tanks

LNG-Tanks spielen in verschiedenen Anwendungen im Energiesektor eine entscheidende Rolle. So werden sie genutzt:
LNG-Import- und Exportterminals:
Importterminals: LNG-Tanks an Importterminals empfangen LNG von Schiffen und speichern es, bevor es wieder in Gas umgewandelt und in das lokale Gasnetz eingespeist wird.
Exportterminals: LNG-Tanks speichern verflüssigtes Erdgas an Exportterminals, bevor es für den internationalen Transport auf Schiffe verladen wird.
LNG-Speicherung und -Verteilung:
Versorgungsunternehmen: Versorgungsunternehmen speichern und verteilen Erdgas für den privaten und gewerblichen Gebrauch in LNG-Tanks und gewährleisten so auch in Zeiten mit hohem Bedarf eine stabile Versorgung.
Industrielle Anwendungen: Industrien nutzen LNG-Tanks zur Lagerung und Bereitstellung von Erdgas für Prozesse, die eine konstante und zuverlässige Brennstoffquelle erfordern.
LNG als Kraftstoff:
Seetransport: LNG-Tanks werden in Schiffen eingesetzt, die für den Betrieb mit LNG ausgelegt sind. Dadurch werden die Emissionen im Vergleich zu herkömmlichen Schiffskraftstoffen reduziert.
Schwere Nutzfahrzeuge: LNG-Tanks werden in Lastwagen und Bussen verwendet, die mit Flüssigerdgas betrieben werden, und stellen eine sauberere Alternative zu Dieselkraftstoff dar.
Notstromversorgung und Spitzenlastkappung:
Notstromversorgung: LNG-Tanks bieten Notstromlösungen für Gebiete mit unzuverlässiger Stromversorgung und stellen sicher, dass bei Ausfällen Erdgas zur Stromerzeugung zur Verfügung steht.
Spitzenkappung: Die Speicherung von Flüssigerdgas (LNG) trägt zur Bewältigung von Bedarfsspitzen bei, indem überschüssiges Gas in Zeiten geringer Nachfrage gespeichert und in Zeiten hoher Nachfrage freigegeben wird.
LNG-Produktionsanlagen:
Verflüssigungsanlagen: In LNG-Tanks wird das verflüssigte Produkt in den Produktionsanlagen gelagert. Dort wird das Erdgas gekühlt und zur effizienten Lagerung und Beförderung in eine flüssige Form kondensiert.

Design- und Sicherheitsüberlegungen

Um die Sicherheit und Effizienz von LNG-Tanks zu gewährleisten, beachten Sie Folgendes:
Management thermischer Spannungen: Um die durch extreme Temperaturschwankungen verursachten thermischen Belastungen zu bewältigen, sind geeignete Isolierungen und Dehnungsfugen erforderlich.
Sicherheitsmerkmale: Um potenziellen Risiken im Zusammenhang mit der LNG-Speicherung zu begegnen, integrieren Sie Leckerkennungssysteme, Brandschutz und Not-Abschaltsysteme.
Einhaltung gesetzlicher Vorschriften: Halten Sie Industriestandards und Vorschriften von Organisationen wie dem American Petroleum Institute (API), der National Fire Protection Association (NFPA) und der International Organization for Standardization (ISO) ein.

Abschluss

Das Design und die Materialauswahl von LNG-Tanks sind für deren sicheren und effizienten Betrieb von grundlegender Bedeutung. Ingenieure können Tanks bauen, die unter extremen Bedingungen zuverlässig funktionieren, indem sie geeignete Materialien wie 9%-Nickelstahl für kryogene Komponenten und ASTM A516 Grade 70 für das Dach auswählen. Das Verständnis der vielfältigen Anwendungen von LNG-Tanks – von Import- und Exportterminals bis hin zu industriellen Anwendungen und Notstromversorgung – unterstreicht ihre entscheidende Rolle in der globalen Energieinfrastruktur. Sorgfältiges Design, Materialauswahl und Einhaltung von Sicherheitsstandards unterstützen den anhaltenden Erfolg und die Sicherheit der LNG-Speicherung und -Nutzung. Genaue Spezifikationen und aktuelle Preise erhalten Sie bei [email protected] ist immer ratsam, um spezifische Projektanforderungen zu erfüllen.

NACE MR0175 vs. NACE MR0103

Was ist der Unterschied zwischen NACE MR0175 und NACE MR0103?

/In /von

Einführung

In Branchen wie der Öl- und Gasindustrie, in denen Ausrüstung und Infrastruktur regelmäßig rauen Umgebungsbedingungen ausgesetzt sind, ist die Auswahl von Materialien, die korrosionsbeständig sind, von entscheidender Bedeutung. Zwei wesentliche Standards, die die Materialauswahl für Umgebungen mit Schwefelwasserstoff (H₂S) leiten, sind NACE MR0175 Und NACE MR0103. Beide Normen zielen zwar darauf ab, Spannungsrisse durch Sulfid und andere wasserstoffbedingte Schäden zu verhindern, sind jedoch für unterschiedliche Anwendungen und Umgebungen konzipiert. Dieser Blog bietet einen umfassenden Überblick über die Unterschiede zwischen diesen beiden wichtigen Normen.

Einführung in die NACE-Standards

NACE International, jetzt Teil der Association for Materials Protection and Performance (AMPP), hat NACE MR0175 und NACE MR0103 entwickelt, um die Herausforderungen durch saure Betriebsumgebungen – solche, die H₂S enthalten – zu bewältigen. Diese Umgebungen können zu verschiedenen Formen von Korrosion und Rissbildung führen, die die Integrität von Materialien beeinträchtigen und möglicherweise zu katastrophalen Ausfällen führen können. Der Hauptzweck dieser Standards besteht darin, Richtlinien für die Auswahl von Materialien bereitzustellen, die diesen schädlichen Auswirkungen standhalten können.

Umfang und Anwendung

NACE MR0175

Hauptaugenmerk: NACE MR0175 oder ISO 15156 zielt in erster Linie auf die vorgelagerte Öl- und Gasindustrie ab, einschließlich der Exploration, Bohrung, Produktion und des Transports von Kohlenwasserstoffen.
Umfeld: Die Norm gilt für Materialien, die bei der Öl- und Gasproduktion in sauren Umgebungen verwendet werden. Dazu gehören Bohrlochausrüstung, Bohrlochkopfkomponenten, Pipelines und Raffinerien.
Weltweite Nutzung: NACE MR0175 ist ein weltweit anerkannter Standard, der in der Öl- und Gasförderung weit verbreitet ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit von Materialien in sauren Umgebungen zu gewährleisten.

NACE MR0103

Hauptaugenmerk: NACE MR0103 ist speziell für die Raffinerie- und Petrochemieindustrie konzipiert und konzentriert sich auf nachgelagerte Vorgänge.
Umfeld: Die Norm gilt für Prozessanlagen mit Schwefelwasserstoff, insbesondere in feuchten H₂S-Umgebungen. Sie ist auf die Bedingungen in Raffinerieanlagen wie Hydroprocessing-Anlagen zugeschnitten, in denen ein erhebliches Risiko von Spannungsrissen durch Sulfid besteht.
Branchenspezifisch: Im Gegensatz zu NACE MR0175, das in einem breiteren Anwendungsbereich eingesetzt wird, konzentriert sich NACE MR0103 stärker auf den Raffineriesektor.

Benötigte Materialien

NACE MR0175

Materialoptionen: NACE MR0175 bietet viele Materialoptionen, darunter Kohlenstoffstähle, niedriglegierte Stähle, rostfreie Stähle, Nickellegierungen und mehr. Jedes Material wird basierend auf seiner Eignung für bestimmte saure Umgebungen kategorisiert.
Qualifikation: Um für den Einsatz geeignet zu sein, müssen die Materialien strenge Kriterien erfüllen, darunter Beständigkeit gegen SSC, wasserstoffinduzierte Rissbildung (HIC) und Sulfidspannungskorrosion (SSCC).
Umweltgrenzwerte: Die Norm begrenzt den H₂S-Partialdruck, die Temperatur, den pH-Wert und andere ökologische Faktoren, die die Eignung des Materials für den Einsatz in sauren Umgebungen bestimmen.

NACE MR0103

Materialbedarf: NACE MR0103 konzentriert sich auf Materialien, die SSC in der Raffinationsumgebung widerstehen. Es bietet spezifische Kriterien für Kohlenstoff-, niedriglegierte und bestimmte rostfreie Stähle.
Vereinfachte Richtlinien: Im Vergleich zu MR0175 sind die Richtlinien zur Materialauswahl in MR0103 einfacher und spiegeln die kontrollierteren und konsistenteren Bedingungen wider, die normalerweise bei Raffinationsvorgängen vorherrschen.
Herstellungsprozess: Die Norm beschreibt außerdem die Anforderungen an Schweißen, Wärmebehandlung und Herstellung, um sicherzustellen, dass die Materialien ihre Rissbeständigkeit behalten.

Zertifizierung und Compliance

NACE MR0175
Zertifizierung: Die Einhaltung der NACE MR0175 wird häufig von Aufsichtsbehörden gefordert und ist für die Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit der Ausrüstung bei der Förderung von Saueröl und Sauergas von entscheidender Bedeutung. Auf die Norm wird in vielen internationalen Vorschriften und Verträgen verwiesen.
Dokumentation: Um nachzuweisen, dass die Materialien die in MR0175 beschriebenen spezifischen Kriterien erfüllen, ist in der Regel eine ausführliche Dokumentation erforderlich. Dazu gehören die chemische Zusammensetzung, die mechanischen Eigenschaften und die Prüfung auf Beständigkeit gegen saure Betriebsbedingungen.
NACE MR0103
Zertifizierung: Die Einhaltung von NACE MR0103 ist in der Regel in Verträgen für Geräte und Materialien erforderlich, die in Raffinerien und petrochemischen Anlagen verwendet werden. Sie stellt sicher, dass die ausgewählten Materialien den spezifischen Herausforderungen der Raffinerieumgebung standhalten.
Vereinfachte Anforderungen: Die Dokumentations- und Testanforderungen für die Einhaltung von MR0103 sind zwar immer noch streng, aber häufig weniger komplex als die für MR0175. Dies spiegelt die unterschiedlichen Umgebungsbedingungen und Risiken bei der Raffination im Vergleich zu Upstream-Vorgängen wider.

Prüfung und Qualifikation

NACE MR0175
Strenge Tests: Materialien müssen umfangreichen Tests, einschließlich Labortests auf SSC, HIC und SSCC, unterzogen werden, um für den Einsatz in sauren Umgebungen geeignet zu sein.
Globale Standards: Die Norm orientiert sich an internationalen Testverfahren und erfordert häufig Materialien, die strenge Leistungskriterien unter den härtesten Bedingungen im Öl- und Gassektor erfüllen.
NACE MR0103
Gezieltes Testen: Die Testanforderungen sind auf die spezifischen Bedingungen der Raffinerieumgebungen ausgerichtet. Dazu gehören Tests auf Beständigkeit gegen nassen H₂S, SSC und andere relevante Formen von Rissbildung.
Anwendungsspezifisch: Die Testprotokolle sind auf die Anforderungen von Raffinationsprozessen zugeschnitten, bei denen typischerweise weniger anspruchsvolle Bedingungen herrschen als bei vorgelagerten Vorgängen.

Abschluss

Während NACE MR0175 und NACE MR0103 Beide verhindern Spannungsrisse durch Sulfid sowie andere Formen umweltbedingter Risse in sauren Betriebsumgebungen und sind für unterschiedliche Anwendungen konzipiert.
NACE MR0175 ist der Standard für Upstream-Öl- und Gasoperationen. Er deckt ein breites Spektrum an Materialien und Umgebungsbedingungen ab und verfügt über strenge Test- und Qualifizierungsprozesse.
NACE MR0103 ist auf die Raffinerieindustrie zugeschnitten. Es konzentriert sich auf nachgelagerte Vorgänge und verwendet einfachere, gezieltere Kriterien für die Materialauswahl.

Das Verständnis der Unterschiede zwischen diesen Normen ist wichtig für die Auswahl geeigneter Materialien für Ihre spezifische Anwendung und um die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Langlebigkeit Ihrer Infrastruktur in Schwefelwasserstoffumgebungen zu gewährleisten.

Wasserstoffinduzierte Rissbildung (HIC)

Umweltbedingte Rissbildung: HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE, SCC

/In /von

Einführung

In Branchen, in denen Materialien rauen Umgebungen ausgesetzt sind – wie Öl und Gas, chemische Verarbeitung und Stromerzeugung – ist das Verständnis und die Vermeidung von Umweltrissen von entscheidender Bedeutung. Diese Arten von Rissen können zu katastrophalen Ausfällen, kostspieligen Reparaturen und erheblichen Sicherheitsrisiken führen. Dieser Blogbeitrag bietet einen detaillierten und professionellen Überblick über die verschiedenen Formen von Umweltrissen wie HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE und SCC, einschließlich ihrer Erkennung, zugrunde liegenden Mechanismen und Strategien zur Vermeidung.

1. Wasserstoffblasenbildung (HB)

Erkennung:
Wasserstoffblasenbildung ist durch die Bildung von Blasen oder Ausbuchtungen auf der Oberfläche eines Materials gekennzeichnet. Diese Blasen entstehen durch Wasserstoffatome, die in das Material eindringen und sich an inneren Defekten oder Einschlüssen ansammeln. Dabei bilden sich Wasserstoffmoleküle, die lokal einen hohen Druck erzeugen.

Mechanismus:
Wasserstoffatome diffundieren in das Material, normalerweise Kohlenstoffstahl, und rekombinieren an Stellen mit Unreinheiten oder Hohlräumen zu molekularem Wasserstoff. Der Druck dieser Wasserstoffmoleküle erzeugt Blasen, die das Material schwächen und zu weiterer Verschlechterung führen.

Verhütung:

  • Materialauswahl: Verwenden Sie Materialien mit geringen Verunreinigungen, insbesondere Stähle mit geringem Schwefelgehalt.
  • Schutzbeschichtungen: Aufbringen von Beschichtungen, die das Eindringen von Wasserstoff verhindern.
  • Kathodenschutz: Implementierung von kathodischen Schutzsystemen zur Reduzierung der Wasserstoffaufnahme.

2. Wasserstoffinduzierte Rissbildung (HIC)

Erkennung:
Wasserstoffinduzierte Rissbildung (HIC) ist an inneren Rissen erkennbar, die oft parallel zur Walzrichtung des Materials verlaufen. Diese Risse befinden sich typischerweise entlang der Korngrenzen und reichen nicht bis zur Oberfläche des Materials. Daher sind sie schwer zu erkennen, bis erhebliche Schäden aufgetreten sind.

Mechanismus:
Wie bei der Wasserstoffblasenbildung dringen Wasserstoffatome in das Material ein und rekombinieren in inneren Hohlräumen oder Einschlüssen zu molekularem Wasserstoff. Der von diesen Molekülen erzeugte Druck verursacht innere Risse und beeinträchtigt die strukturelle Integrität des Materials.

Verhütung:

  • Materialauswahl: Entscheiden Sie sich für schwefelarmen Stahl mit reduziertem Verunreinigungsgehalt.
  • Wärmebehandlung: Verwenden Sie geeignete Wärmebehandlungsverfahren, um die Mikrostruktur des Materials zu verfeinern.
  • Schutzmaßnahmen: Verwenden Sie Beschichtungen und kathodischen Schutz, um die Wasserstoffaufnahme zu verhindern.

3. Spannungsorientierte wasserstoffinduzierte Rissbildung (SOHIC)

Erkennung:
SOHIC ist eine Form wasserstoffinduzierter Rissbildung, die bei äußerer Zugspannung auftritt. Sie ist an einem charakteristischen stufen- oder treppenförmigen Rissmuster zu erkennen, das häufig in der Nähe von Schweißnähten oder anderen stark beanspruchten Bereichen auftritt.

Mechanismus:
Durch Wasserstoff verursachte Risse und Zugspannungen führen zu einem ausgeprägteren und ausgeprägteren Rissmuster. Das Vorhandensein von Spannungen verstärkt die Auswirkungen der Wasserstoffversprödung und führt dazu, dass sich der Riss schrittweise ausbreitet.

Verhütung:

  • Stressbewältigung: Führen Sie Spannungsabbaumaßnahmen durch, um Restspannungen zu reduzieren.
  • Materialauswahl: Verwenden Sie Materialien mit höherer Beständigkeit gegen Wasserstoffversprödung.
  • Schutzmaßnahmen: Tragen Sie Schutzbeschichtungen und kathodischen Schutz auf.

4. Sulfidspannungsrissbildung (SSC)

Erkennung:
Sulfidspannungsrisse (SSC) manifestieren sich als spröde Risse in hochfesten Stählen, die einer Umgebung mit Schwefelwasserstoff (H₂S) ausgesetzt sind. Diese Risse sind oft intergranular und können sich unter Zugspannung schnell ausbreiten, was zu plötzlichen und katastrophalen Ausfällen führt.

Mechanismus:
In Gegenwart von Schwefelwasserstoff werden Wasserstoffatome vom Material absorbiert, was zur Versprödung führt. Diese Versprödung verringert die Fähigkeit des Materials, Zugspannungen standzuhalten, was zu Sprödbrüchen führt.

Verhütung:

  • Materialauswahl: Einsatz säurebeständiger Werkstoffe mit kontrolliertem Härtegrad.
  • Umweltkontrolle: Reduzierung der Schwefelwasserstoffbelastung oder Verwendung von Inhibitoren zur Minimierung der Auswirkungen.
  • Schutzbeschichtungen: Aufbringen von Beschichtungen als Barriere gegen Schwefelwasserstoff.

5. Schrittweises Cracken (SWC)

Erkennung:
Stufenrisse oder Wasserstoffrisse treten bei hochfesten Stählen auf, insbesondere bei Schweißkonstruktionen. Sie sind an einem zickzack- oder treppenförmigen Rissmuster zu erkennen, das typischerweise in der Nähe von Schweißnähten auftritt.

Mechanismus:
Aufgrund der kombinierten Wirkung von Wasserstoffversprödung und Restspannungen beim Schweißen kommt es zu schrittweisen Rissen. Der Riss breitet sich schrittweise aus und folgt dem schwächsten Pfad durch das Material.

Verhütung:

  • Wärmebehandlung: Verwenden Sie Wärmebehandlungen vor und nach dem Schweißen, um Restspannungen zu reduzieren.
  • Materialauswahl: Entscheiden Sie sich für Materialien mit besserer Beständigkeit gegen Wasserstoffversprödung.
  • Wasserstoff-Ausheizen: Führen Sie nach dem Schweißen Wasserstoff-Ausheizverfahren durch, um den absorbierten Wasserstoff zu entfernen.

6. Spannungsrissbildung durch Zink (SZC)

Erkennung:
Spannungsrisse durch Zink (SZC) treten bei verzinktem Stahl auf. Sie sind an interkristallinen Rissen zu erkennen, die zur Delamination der Zinkbeschichtung und anschließend zum Strukturversagen des darunter liegenden Stahls führen können.

Mechanismus:
Die Kombination aus Zugspannungen in der Zinkbeschichtung und der Einwirkung einer korrosiven Umgebung verursacht SZC. Die Spannungen in der Beschichtung führen in Verbindung mit Umweltfaktoren zu intergranularen Rissen und Versagen.

Verhütung:

  • Beschichtungskontrolle: Sorgen Sie für die richtige Dicke der Zinkbeschichtung, um übermäßige Beanspruchung zu vermeiden.
  • Entwurfsüberlegungen: Vermeiden Sie scharfe Biegungen und Ecken, in denen Spannungen konzentriert auftreten.
  • Umweltkontrolle: Reduzieren Sie die Belastung durch korrosive Umgebungen, die die Rissbildung verschlimmern könnten.

7. Spannungsrissbildung durch Wasserstoff (HSC)

Erkennung:
Wasserstoffbedingte Spannungsrissbildung (HSC) ist eine Form der Wasserstoffversprödung in hochfesten Stählen, die Wasserstoff ausgesetzt sind. Sie ist durch einen plötzlichen Sprödbruch unter Zugspannung gekennzeichnet.

Mechanismus:
Wasserstoffatome diffundieren in den Stahl und verursachen Versprödung. Diese Versprödung verringert die Zähigkeit des Materials erheblich und macht es anfällig für Risse und plötzliche Brüche unter Belastung.

Verhütung:

  • Materialauswahl: Wählen Sie Materialien mit geringerer Anfälligkeit für Wasserstoffversprödung.
  • Umweltkontrolle: Minimieren Sie die Wasserstoffbelastung während der Verarbeitung und Wartung.
  • Schutzmaßnahmen: Verwenden Sie Schutzbeschichtungen und kathodischen Schutz, um das Eindringen von Wasserstoff zu verhindern.

8. Wasserstoffversprödung (HE)

Erkennung:
Wasserstoffversprödung (HE) ist ein allgemeiner Begriff für den Elastizitätsverlust und die anschließende Rissbildung oder den Bruch eines Materials aufgrund der Wasserstoffabsorption. Die plötzliche und spröde Natur des Bruchs ist oft erkennbar.

Mechanismus:
Wasserstoffatome dringen in die Gitterstruktur des Metalls ein und verringern dessen Duktilität und Zähigkeit erheblich. Unter Belastung neigt das versprödete Material zu Rissen und Brüchen.

Verhütung:

  • Materialauswahl: Verwenden Sie Materialien, die gegen Wasserstoffversprödung beständig sind.
  • Wasserstoffkontrolle: Verhindern Sie die Wasserstoffbelastung während der Herstellung und Wartung, um eine Absorption zu verhindern.
  • Schutzbeschichtungen: Tragen Sie Beschichtungen auf, die das Eindringen von Wasserstoff in das Material verhindern.

9. Spannungsrisskorrosion (SCC)

Erkennung:
Spannungsrisskorrosion (SCC) ist durch feine Risse gekennzeichnet, die typischerweise an der Oberfläche des Materials beginnen und sich durch die Dicke des Materials ausbreiten. SCC tritt auf, wenn ein Material einer korrosiven Umgebung unter Zugspannung ausgesetzt ist.

Mechanismus:
SCC entsteht durch die kombinierten Effekte von Zugspannung und einer korrosiven Umgebung. Beispielsweise ist chloridinduzierter SCC ein häufiges Problem bei rostfreiem Stahl, bei dem Chloridionen die Rissbildung und -ausbreitung unter Spannung erleichtern.

Verhütung:

  • Materialauswahl: Wählen Sie Materialien, die gegen die für die jeweilige Umgebung relevanten SCC-Typen resistent sind.
  • Umweltkontrolle: Reduzieren Sie die Konzentration korrosiver Stoffe wie Chloride in der Betriebsumgebung.
  • Stressbewältigung: Verwenden Sie Spannungsarmglühen und eine sorgfältige Konstruktion, um die Restspannungen, die zu Spannungsrisskorrosion beitragen, zu minimieren.

Abschluss

Umweltbedingte Rissbildung stellt eine komplexe und vielschichtige Herausforderung für Branchen dar, in denen die Materialintegrität von entscheidender Bedeutung ist. Für eine wirksame Prävention ist es unerlässlich, die spezifischen Mechanismen hinter den einzelnen Rissarten – wie HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE und SCC – zu verstehen. Durch die Umsetzung von Strategien wie Materialauswahl, Spannungsmanagement, Umweltkontrolle und Schutzbeschichtungen können Branchen die mit diesen Rissarten verbundenen Risiken erheblich reduzieren und so die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Langlebigkeit ihrer Infrastruktur gewährleisten.

Mit dem technologischen Fortschritt entwickeln sich auch die Methoden zur Bekämpfung von Umweltrissen weiter. Daher sind kontinuierliche Forschung und Entwicklung von entscheidender Bedeutung, um die Materialintegrität in immer anspruchsvolleren Umgebungen aufrechtzuerhalten.

Bau von Öllagertanks: Berechnung des Stahlplattenbedarfs

So berechnen Sie die Anzahl der Stahlplatten für Öllagertanks

/In /von

Einführung

Der Bau von Öllagertanks erfordert präzise Planung und genaue Berechnungen, um strukturelle Integrität, Sicherheit und Kosteneffizienz zu gewährleisten. Für Tanks, die mit Kohlenstoffstahlplatten, ist die Bestimmung der Menge und Anordnung dieser Platten von entscheidender Bedeutung. In diesem Blog untersuchen wir die Berechnung der Anzahl der Stahlplatten für Öllagertanks und veranschaulichen die erforderlichen Schritte anhand eines konkreten Beispiels.

Projektspezifikationen

Kundenanforderungen:

  • Optionen für die Plattendicke: 6 mm, 8 mm und 10 mm dicke Kohlenstoffstahlplatten
  • Plattenabmessungen: Breite: 2200mm, Länge: 6000mm

Tank-Spezifikationen:

  • Anzahl der Tanks: 3
  • Einzeltankvolumen: 3.000 Kubikmeter
  • Höhe: 12 Meter
  • Durchmesser: 15.286 Meter

Schritte zur Berechnung der Stahlplattenmengen für drei zylindrische Öllagertanks

Schritt 1: Berechnen Sie die Oberfläche eines einzelnen Tanks

Die Oberfläche jedes Tanks ist die Summe der Oberflächen der zylindrischen Hülle, des Bodens und des Dachs.

1. Umfang und Schalenfläche berechnen

2. Berechnen Sie die Fläche des Bodens und des Dachs

 

Schritt 2: Berechnen Sie die Gesamtoberfläche aller Tanks

Schritt 3: Bestimmen Sie die Anzahl der benötigten Stahlplatten

Schritt 4: Plattendicke zuordnen

Um die strukturelle Integrität und die Kosten der Tanks zu optimieren, weisen Sie den verschiedenen Teilen jedes Tanks unterschiedliche Plattenstärken zu:

  • 6mm Platten: Für Dächer verwenden, bei denen die strukturelle Belastung geringer ist.
  • 8mm Platten: Auf die oberen Abschnitte der Tankschalen auftragen, wo die Belastung mäßig ist.
  • 10mm Platten: Diese werden für die Böden und unteren Abschnitte der Tanks verwendet, wo die Belastung durch das Gewicht des gelagerten Öls am höchsten ist.

Schritt 5: Beispielhafte Plattenzuordnung für jeden Tank

Bodenplatten:

  • Flächenbedarf pro Tank: 183,7 Quadratmeter
  • Plattendicke: 10 mm
  • Anzahl der Platten pro Tank: [183.7/13.2] Platten
  • Insgesamt für 3 Tanks: 14 × 3 Platten

Schalenplatten:

  • Flächenbedarf pro Tank: 576 Quadratmeter
  • Plattendicke: 10 mm (unterer Abschnitt), 8 mm (oberer Abschnitt)
  • Anzahl der Platten pro Tank: [576/13.2] Platten
    • Unterer Abschnitt (10 mm): Ungefähr 22 Platten pro Tank
    • Oberer Abschnitt (8 mm): Ungefähr 22 Platten pro Tank
  • Insgesamt für 3 Tanks: 44 × 3 Platten

Dachplatten:

  • Flächenbedarf pro Tank: 183,7 Quadratmeter
  • Plattendicke: 6 mm
  • Anzahl der Platten pro Tank: [183.7/13.2] Platten
  • Insgesamt für 3 Tanks: 14 × 3 = Platten

Überlegungen für genaue Berechnungen

  • Korrosionszuschlag: Planen Sie zusätzliche Dicke ein, um zukünftige Korrosion zu berücksichtigen.
  • Verschwendung: Berücksichtigen Sie den Materialabfall durch Schneiden und Anpassen, wobei normalerweise 5-10% zusätzliches Material hinzugefügt wird.
  • Entwurfsvorschriften: Achten Sie bei der Bestimmung der Plattendicke und des Tankdesigns auf die Einhaltung relevanter Designcodes und -standards, wie beispielsweise API 650.

Abschluss

Der Bau von Öllagertanks mit Kohlenstoffstahlplatten erfordert genaue Berechnungen, um Materialeffizienz und strukturelle Integrität sicherzustellen. Durch genaue Bestimmung der Oberfläche und Berücksichtigung der entsprechenden Plattendicken können Sie die Anzahl der Platten schätzen, die zum Bau von Tanks erforderlich sind, die den Industriestandards und Kundenanforderungen entsprechen. Diese Berechnungen bilden die Grundlage für einen erfolgreichen Tankbau und ermöglichen eine effiziente Materialbeschaffung und Projektplanung. Ob für ein neues Projekt oder die Nachrüstung bestehender Tanks, dieser Ansatz gewährleistet robuste und zuverlässige Öllagerlösungen, die den bewährten technischen Verfahren entsprechen. Wenn Sie ein neues Projekt für LNG-, Flugkraftstoff- oder Rohöllagertanks haben, wenden Sie sich bitte an [email protected], um ein optimales Stahlplattenangebot zu erhalten.

3LPE-Beschichtung vs. 3LPP-Beschichtung

3LPE vs. 3LPP: Umfassender Vergleich von Rohrleitungsbeschichtungen

/In /von

Einführung

Rohrleitungsbeschichtungen schützen Stahlrohrleitungen vor Korrosion und anderen Umwelteinflüssen. Zu den am häufigsten verwendeten Beschichtungen gehören 3-Schicht-Polyethylen (3LPE) Und 3-lagiges Polypropylen (3LPP) Beschichtungen. Beide Beschichtungen bieten robusten Schutz, unterscheiden sich jedoch in Anwendung, Zusammensetzung und Leistung. Dieser Blog bietet einen detaillierten Vergleich zwischen 3LPE- und 3LPP-Beschichtungen und konzentriert sich dabei auf fünf Schlüsselbereiche: Beschichtungsauswahl, Beschichtungszusammensetzung, Beschichtungsleistung, Konstruktionsanforderungen und Konstruktionsprozess.

1. Auswahl der Beschichtung

3LPE-Beschichtung:
Verwendung: 3LPE wird häufig für Onshore- und Offshore-Pipelines in der Öl- und Gasindustrie verwendet. Es eignet sich besonders für Umgebungen, in denen moderate Temperaturbeständigkeit und hervorragender mechanischer Schutz erforderlich sind.
Temperaturbereich: Die 3LPE-Beschichtung wird typischerweise für Rohrleitungen verwendet, die bei Temperaturen zwischen -40 °C und 80–80 °C betrieben werden.
Kostenbetrachtung: 3LPE ist im Allgemeinen kostengünstiger als 3LPP und daher eine beliebte Wahl für Projekte mit Budgetbeschränkungen, bei denen die Temperaturvoraussetzungen innerhalb des unterstützten Bereichs liegen.
3LPP-Beschichtung:
Verwendung: 3LPP wird bevorzugt in Umgebungen mit hohen Temperaturen eingesetzt, wie z. B. in Tiefsee-Offshore-Pipelines und Pipelines, die heiße Flüssigkeiten transportieren. Es wird auch in Bereichen eingesetzt, in denen ein hervorragender mechanischer Schutz erforderlich ist.
Temperaturbereich: 3LPP-Beschichtungen können höheren Temperaturen standhalten, typischerweise zwischen -20 °C und 140 °C, und sind daher für anspruchsvollere Anwendungen geeignet.
Kostenbetrachtung: 3LPP-Beschichtungen sind aufgrund ihrer höheren Temperaturbeständigkeit und mechanischen Eigenschaften teurer, aber für Pipelines, die unter extremen Bedingungen betrieben werden, erforderlich.
Auswahlzusammenfassung: Die Wahl zwischen 3LPE und 3LPP hängt in erster Linie von der Betriebstemperatur der Pipeline, den Umgebungsbedingungen und Budgetüberlegungen ab. 3LPE ist ideal für moderate Temperaturen und kostensensible Projekte, während 3LPP für Hochtemperaturumgebungen bevorzugt wird, in denen ein verbesserter mechanischer Schutz unerlässlich ist.

2. Beschichtungszusammensetzung

3LPE-Beschichtungszusammensetzung:
Schicht 1: Fusion Bonded Epoxy (FBE): Die innerste Schicht bietet eine hervorragende Haftung auf dem Stahlsubstrat und ist die primäre Korrosionsschutzschicht.
Schicht 2: Copolymer-Klebstoff: Diese Schicht verbindet die FBE-Schicht mit der Polyethylen-Deckschicht und sorgt so für eine starke Haftung und zusätzlichen Korrosionsschutz.
Schicht 3: Polyethylen (PE): Die äußere Schicht bietet mechanischen Schutz vor physischen Schäden während Handhabung, Transport und Installation.
3LPP-Beschichtungszusammensetzung:
Schicht 1: Fusion Bonded Epoxy (FBE): Ähnlich wie bei 3LPE dient die FBE-Schicht in 3LPP als primäre Korrosionsschutz- und Haftschicht.
Schicht 2: Copolymer-Klebstoff: Diese Klebeschicht verbindet das FBE mit der Polypropylen-Deckschicht und sorgt so für eine starke Haftung.
Schicht 3: Polypropylen (PP): Die äußere Schicht aus Polypropylen bietet besseren mechanischen Schutz und eine höhere Temperaturbeständigkeit als Polyethylen.
Zusammenfassung der Zusammensetzung: Beide Beschichtungen haben eine ähnliche Struktur mit einer FBE-Schicht, einem Copolymer-Klebstoff und einer äußeren Schutzschicht. Das Material der äußeren Schicht unterscheidet sich jedoch – Polyethylen bei 3LPE und Polypropylen bei 3LPP – was zu Unterschieden in den Leistungsmerkmalen führt.

3. Beschichtungsleistung

3LPE-Beschichtungsleistung:
Temperaturbeständigkeit: 3LPE funktioniert gut in Umgebungen mit gemäßigten Temperaturen, ist aber möglicherweise nicht für Temperaturen über 80 °C geeignet.
Mechanischer Schutz: Die äußere Schicht aus Polyethylen bietet eine ausgezeichnete Widerstandsfähigkeit gegen physikalische Beschädigungen und ist daher für Onshore- und Offshore-Pipelines geeignet.
Korrosionsbeständigkeit: Die Kombination aus FBE- und PE-Schichten bietet robusten Korrosionsschutz, insbesondere in feuchten oder nassen Umgebungen.
Chemische Resistenz: 3LPE bietet eine gute Chemikalienbeständigkeit, ist jedoch in Umgebungen mit aggressiver chemischer Belastung im Vergleich zu 3LPP weniger wirksam.
Leistung der 3LPP-Beschichtung:
Temperaturbeständigkeit: 3LPP ist für eine Temperaturbeständigkeit von bis zu 140 °C ausgelegt und eignet sich daher ideal für Rohrleitungen, in denen heiße Flüssigkeiten transportiert werden, oder für Umgebungen mit hohen Temperaturen.
Mechanischer Schutz: Die Polypropylenschicht bietet hervorragenden mechanischen Schutz, insbesondere bei Offshore-Pipelines in tiefen Gewässern mit höherem Außendruck und höherer physikalischer Belastung.
Korrosionsbeständigkeit: 3LPP bietet einen hervorragenden Korrosionsschutz, ähnlich wie 3LPE, zeigt jedoch in Umgebungen mit höheren Temperaturen eine bessere Leistung.
Chemische Resistenz: 3LPP verfügt über eine überragende chemische Beständigkeit und eignet sich daher besser für Umgebungen mit aggressiven Chemikalien oder Kohlenwasserstoffen.
Leistungsübersicht: 3LPP übertrifft 3LPE in Umgebungen mit hohen Temperaturen und bietet eine bessere mechanische und chemische Beständigkeit. 3LPE ist jedoch auch bei mittleren Temperaturen und weniger aggressiven Umgebungen äußerst wirksam.

4. Bauliche Anforderungen

3LPE-Konstruktionsanforderungen:
Oberflächenvorbereitung: Die richtige Oberflächenvorbereitung ist für die Wirksamkeit der 3LPE-Beschichtung entscheidend. Die Stahloberfläche muss gereinigt und aufgeraut werden, um die notwendige Haftung für die FBE-Schicht zu erreichen.
Verarbeitungsbedingungen: Die 3LPE-Beschichtung muss in einer kontrollierten Umgebung aufgetragen werden, um die ordnungsgemäße Haftung jeder Schicht sicherzustellen.
Dickenspezifikationen: Die Dicke jeder Schicht ist entscheidend. Die Gesamtdicke beträgt je nach Verwendungszweck der Pipeline normalerweise 1,8 mm bis 3,0 mm.
3LPP-Konstruktionsanforderungen:
Oberflächenvorbereitung: Wie bei 3LPE ist die Oberflächenvorbereitung entscheidend. Der Stahl muss gereinigt werden, um Verunreinigungen zu entfernen, und aufgeraut werden, um eine ordnungsgemäße Haftung der FBE-Schicht zu gewährleisten.
Verarbeitungsbedingungen: Der Applikationsprozess für 3LPP ähnelt dem von 3LPE, erfordert jedoch aufgrund der höheren Temperaturbeständigkeit der Beschichtung häufig eine präzisere Kontrolle.
Dickenspezifikationen: 3LPP-Beschichtungen sind normalerweise dicker als 3LPE, wobei die Gesamtdicke je nach spezifischer Anwendung zwischen 2,0 mm und 4,0 mm liegt.
Zusammenfassung der Bauanforderungen: 3LPE und 3LPP erfordern eine sorgfältige Oberflächenvorbereitung und kontrollierte Anwendungsumgebungen. 3LPP-Beschichtungen erfordern jedoch im Allgemeinen dickere Schichten, um ihre Schutzeigenschaften zu verbessern.

5. Bauprozess

3LPE-Bauprozess:
Oberflächenreinigung: Das Stahlrohr wird unter anderem durch Strahlen gereinigt, um Rost, Zunder und andere Verunreinigungen zu entfernen.
FBE-Anwendung: Das gereinigte Rohr wird vorgewärmt und die FBE-Schicht wird elektrostatisch aufgetragen, wodurch eine feste Verbindung mit dem Stahl entsteht.
Auftragen der Klebeschicht: Über der FBE-Schicht wird ein Copolymerklebstoff aufgetragen, der das FBE mit der äußeren Polyethylenschicht verbindet.
Auftragen der PE-Schicht: Die Polyethylenschicht wird auf das Rohr extrudiert und bietet mechanischen Schutz und zusätzliche Korrosionsbeständigkeit.
Kühlung und Inspektion: Das beschichtete Rohr wird abgekühlt, auf Defekte untersucht und für den Transport vorbereitet.
3LPP-Bauprozess:
Oberflächenreinigung: Ähnlich wie bei 3LPE wird das Stahlrohr gründlich gereinigt, um die ordnungsgemäße Haftung der Beschichtungsschichten sicherzustellen.
FBE-Anwendung: Die FBE-Schicht wird auf das vorgewärmte Rohr aufgetragen und dient als primäre Korrosionsschutzschicht.
Auftragen der Klebeschicht: Über der FBE-Schicht wird ein Copolymerklebstoff aufgetragen, der eine feste Verbindung mit der Polypropylen-Deckschicht gewährleistet.
PP-Schicht-Auftrag: Die Polypropylenschicht wird durch Extrusion aufgetragen und bietet höchste mechanische Beständigkeit und Temperaturbeständigkeit.
Kühlung und Inspektion: Das Rohr wird gekühlt, auf Defekte untersucht und für den Einsatz vorbereitet.
Zusammenfassung des Bauprozesses: Die Herstellungsverfahren für 3LPE und 3LPP sind ähnlich, für die äußere Schutzschicht werden jedoch unterschiedliche Materialien verwendet. Beide Methoden erfordern eine sorgfältige Kontrolle von Temperatur, Sauberkeit und Schichtdicke, um optimale Leistung zu gewährleisten.

Abschluss

Die Wahl zwischen 3LPE- und 3LPP-Beschichtungen hängt von mehreren Faktoren ab, darunter Betriebstemperatur, Umgebungsbedingungen, mechanische Belastung und Budget.
3LPE ist ideal für Pipelines, die bei moderaten Temperaturen betrieben werden und bei denen die Kosten eine wichtige Rolle spielen. Es bietet hervorragende Korrosionsbeständigkeit und mechanischen Schutz für die meisten Onshore- und Offshore-Anwendungen.
3LPPist dagegen die bevorzugte Wahl für Hochtemperaturumgebungen und Anwendungen, die einen hervorragenden mechanischen Schutz erfordern. Die höheren Kosten sind durch die verbesserte Leistung unter anspruchsvollen Bedingungen gerechtfertigt.

Um die richtige Beschichtung auszuwählen, müssen Sie die spezifischen Anforderungen Ihres Pipeline-Projekts kennen. Sowohl 3LPE als auch 3LPP haben ihre Stärken und Einsatzmöglichkeiten, und die richtige Wahl gewährleistet langfristigen Schutz und Haltbarkeit für Ihre Pipeline-Infrastruktur.

Die entscheidende Rolle von Stahlrohren bei der Öl- und Gasförderung

/In /von

Einführung

Stahlrohre sind in der Öl- und Gasindustrie von entscheidender Bedeutung, da sie unter extremen Bedingungen unübertroffene Haltbarkeit und Zuverlässigkeit bieten. Diese Rohre sind für die Exploration und den Transport unverzichtbar und halten hohem Druck, korrosiven Umgebungen und extremen Temperaturen stand. Auf dieser Seite werden die entscheidenden Funktionen von Stahlrohren bei der Öl- und Gasexploration untersucht und ihre Bedeutung für Bohrungen, Infrastruktur und Sicherheit im Detail erläutert. Entdecken Sie, wie die Auswahl geeigneter Stahlrohre die Betriebseffizienz steigern und die Kosten in dieser anspruchsvollen Branche senken kann.

I. Grundkenntnisse zu Stahlrohren für die Öl- und Gasindustrie

1. Begriffserklärung

API: Abkürzung für Amerikanisches Erdölinstitut.
OCTG: Abkürzung für Rohrwaren aus der Ölindustrie, einschließlich Ölmantelrohr, Ölschläuche, Bohrgestänge, Bohrkragen, Bohrer, Pumpenstangen, Verbindungsstücke usw.
Ölschläuche: Rohre werden in Ölquellen zur Förderung, Gasextraktion, Wasserinjektion und Säurefrakturierung verwendet.
Gehäuse: Als Auskleidung zur Verhinderung des Einsturzes einer Wand wird ein Rohr von der Erdoberfläche in ein Bohrloch hinabgelassen.
Bohrgestänge: Rohr zum Bohren von Bohrlöchern.
Leitungsrohre: Rohr zum Transport von Öl oder Gas.
Kupplungen: Zylinder zum Verbinden zweier Gewinderohre mit Innengewinde.
Kupplungsmaterial: Rohr zur Herstellung von Kupplungen.
API-Threads: Rohrgewinde gemäß API 5B-Standard, einschließlich Rundgewinde für Ölrohre, kurze Rundgewinde für Gehäuse, lange Rundgewinde für Gehäuse, teilweise Trapezgewinde für Gehäuse, Leitungsrohrgewinde usw.
Premium-Verbindung: Nicht-API-Gewinde mit einzigartigen Dichtungseigenschaften, Verbindungseigenschaften und anderen Eigenschaften.
Fehler: Verformung, Bruch, Oberflächenschaden und Verlust der ursprünglichen Funktion unter bestimmten Betriebsbedingungen.
Primäre Ausfallarten: Quetschen, Rutschen, Bruch, Leckage, Korrosion, Verkleben, Verschleiß usw.

2. Normen im Bereich Erdöl

API Spec 5B, 17. Ausgabe – Spezifikation für Gewindeschneiden, Messen und Gewindeprüfung von Futterrohr-, Rohr- und Leitungsrohrgewinden
API Spec 5L, 46. Ausgabe – Spezifikation für Leitungsrohre
API Spec 5CT, 11. Ausgabe – Spezifikation für Gehäuse und Rohre
API Spec 5DP, 7. Ausgabe – Spezifikation für Bohrgestänge
API Spec 7-1, 2. Ausgabe – Spezifikation für rotierende Bohrgestängeelemente
API Spec 7-2, 2. Ausgabe – Spezifikation für das Gewindeschneiden und Messen von Drehbundgewindeverbindungen
API Spec 11B, 24. Ausgabe – Spezifikation für Pumpenstangen, polierte Stangen und Auskleidungen, Kupplungen, Senkstangen, polierte Stangenklemmen, Stopfbuchsen und Pumpen-T-Stücke
ISO 3183:2019 – Erdöl- und Erdgasindustrie — Stahlrohre für Pipeline-Transportsysteme
ISO 11960:2020 – Erdöl- und Erdgasindustrie — Stahlrohre zur Verwendung als Gehäuse oder Rohre für Bohrlöcher
NACE MR0175 / ISO 15156:2020 – Erdöl- und Erdgasindustrie – Materialien für den Einsatz in H2S-haltigen Umgebungen bei der Öl- und Gasproduktion

II. Ölschläuche

1. Klassifizierung von Ölschläuchen

Ölschläuche werden in nicht gestauchte Ölschläuche (NU), extern gestauchte Ölschläuche (EU) und Ölschläuche mit integrierter Verbindung (IJ) unterteilt. NU-Ölschläuche bedeuten, dass das Ende des Schlauchs eine durchschnittliche Dicke hat, direkt das Gewinde dreht und die Kupplungen mitbringt. Gestauchte Schläuche bedeuten, dass die Enden beider Schläuche extern gestaucht, dann mit Gewinden versehen und gekoppelt werden. Rohre mit integrierter Verbindung bedeuten, dass ein Ende des Schlauchs mit Außengewinde gestaucht ist und das andere mit Innengewinde gestaucht ist, die direkt ohne Kupplungen verbunden sind.

2. Funktion der Ölschläuche

① Öl- und Gasförderung: Nachdem die Öl- und Gasquellen gebohrt und zementiert wurden, werden die Rohre in die Ölverrohrung eingesetzt, um Öl und Gas aus der Erde zu fördern.
② Wasserinjektion: Wenn der Bohrlochdruck nicht ausreicht, injizieren Sie Wasser durch das Rohr in den Brunnen.
③ Dampfeinspritzung: Bei der Heißgewinnung von Dicköl wird Dampf über isolierte Ölleitungen in die Bohrung eingeleitet.
④ Ansäuerung und Aufbrechen: In der Spätphase der Bohrung oder zur Verbesserung der Produktion von Öl- und Gasquellen ist es notwendig, ein Ansäuerungs- und Aufbruchmedium oder ein Härtungsmittel in die Öl- und Gasschicht einzubringen und das Medium und das Härtungsmittel durch die Ölrohre zu transportieren.

3. Stahlqualität der Ölleitungen

Die Stahlsorten für Ölleitungen sind H40, J55, N80, L80, C90, T95, P110.
N80 wird in N80-1 und N80Q unterteilt. Beide weisen die gleichen Zugfestigkeitseigenschaften auf. Die beiden Unterschiede liegen im Lieferzustand und in der unterschiedlichen Schlagzähigkeit. N80-1 wird im normalisierten Zustand geliefert oder wenn die endgültige Walztemperatur über der kritischen Temperatur Ar3 liegt und die Spannung nach der Luftkühlung abnimmt. Es kann anstelle des normalisierten Zustands Warmwalzen verwendet werden. Schlagzähigkeits- und zerstörungsfreie Prüfungen sind nicht erforderlich. N80Q muss angelassen (vergütet) werden. Die Wärmebehandlung muss durchgeführt werden. Die Schlagzähigkeit muss den Bestimmungen von API 5CT entsprechen und es müssen zerstörungsfreie Prüfungen durchgeführt werden.
L80 wird in L80-1, L80-9Cr und L80-13Cr unterteilt. Ihre mechanischen Eigenschaften und ihr Lieferstatus sind gleich. Unterschiede in Verwendung, Produktionsschwierigkeiten und Preis: L80-1 ist für den allgemeinen Typ, L80-9Cr und L80-13Cr sind Rohre mit hoher Korrosionsbeständigkeit, Produktionsschwierigkeiten und hohen Kosten und werden normalerweise in stark korrosionsanfälligen Bohrlöchern verwendet.
C90 und T95 werden in 1 und 2 Typen unterteilt, nämlich C90-1, C90-2 und T95-1, T95-2.

4. Die für Ölrohre häufig verwendete Stahlsorte, Stahlname und Lieferstatus

J55 (37Mn5) NU Ölrohre: Warmgewalzt statt normalisiert
J55 (37Mn5) EU-Ölrohre: In voller Länge normalisiert nach dem Stauchen
N80-1 (36Mn2V) NU-Ölrohre: Warmgewalzt statt normalisiert
N80-1 (36Mn2V) EU-Ölrohr: In voller Länge normalisiert nach dem Stauchen
N80-Q (30Mn5) Ölrohr: 30Mn5, durchgehende Temperierung
L80-1 (30Mn5) Ölrohr: 30Mn5, durchgehende Temperierung
P110 (25CrMnMo) Ölrohr: 25CrMnMo, durchgehende Vergütung
J55 (37Mn5) Kupplung: Warmgewalzt, normalisiert
N80 (28MnTiB) Kupplung: Durchgehendes Temperieren
L80-1 (28MnTiB) Kupplung: Durchgehend gehärtet
P110 (25CrMnMo) Kupplung: Durchgehendes Anlassen

III. Mantelrohr

1. Klassifizierung und Rolle des Gehäuses

Das Gehäuse ist das Stahlrohr, das die Wand von Öl- und Gasquellen stützt. In jeder Quelle werden je nach Bohrtiefe und geologischen Bedingungen mehrere Schichten Gehäuse verwendet. Das Gehäuse wird nach dem Absenken in die Quelle mit Zement einzementiert. Im Gegensatz zu Öl- und Bohrrohren kann es nicht wiederverwendet werden und gehört zu den Einweg-Verbrauchsmaterialien. Daher macht der Verbrauch von Gehäusen mehr als 70 Prozent aller Ölquellenrohre aus. Das Gehäuse kann je nach Verwendung in Leitergehäuse, Zwischengehäuse, Produktionsgehäuse und Linergehäuse unterteilt werden. Ihre Strukturen in Ölquellen sind in Abbildung 1 dargestellt.

①Leitergehäuse: Normalerweise werden für die Leitungsverrohrung die API-Klassen K55, J55 oder H40 verwendet. Sie stabilisiert den Bohrlochkopf und isoliert flache Grundwasserleiter mit Durchmessern von üblicherweise etwa 20 oder 16 Zoll.

②Zwischengehäuse: Zwischenverrohrungen, häufig aus den API-Klassen K55, N80, L80 oder P110, werden zur Isolierung instabiler Formationen und unterschiedlicher Druckzonen verwendet und haben typische Durchmesser von 13 3/8 Zoll, 11 3/4 Zoll oder 9 5/8 Zoll.

③Produktionsgehäuse: Produktionsgehäuse werden aus hochwertigem Stahl wie etwa den API-Klassen J55, N80, L80, P110 oder Q125 hergestellt und sind so ausgelegt, dass sie dem Produktionsdruck standhalten. Normalerweise sind sie in den Durchmessern 9 5/8 Zoll, 7 Zoll oder 5 1/2 Zoll erhältlich.

④Liner-Gehäuse: Liner erweitern das Bohrloch unter Verwendung von Materialien wie den API-Klassen L80, N80 oder P110 mit typischen Durchmessern von 7 Zoll, 5 Zoll oder 4 1/2 Zoll in das Reservoir.

⑤Schläuche: Rohre transportieren Kohlenwasserstoffe an die Oberfläche. Sie verwenden die API-Klassen J55, L80 oder P110 und sind in den Durchmessern 4 1/2 Zoll, 3 1/2 Zoll oder 2 7/8 Zoll erhältlich.

IV. Bohrgestänge

1. Klassifizierung und Funktion von Rohren für Bohrwerkzeuge

Das quadratische Bohrrohr, das Bohrrohr, das gewichtete Bohrrohr und der Bohrkragen in Bohrwerkzeugen bilden das Bohrrohr. Das Bohrrohr ist das Kernbohrwerkzeug, das den Bohrer vom Boden zum Boden des Bohrlochs treibt, und es ist auch ein Kanal vom Boden zum Boden des Bohrlochs. Es hat drei Hauptrollen:

① Zur Übertragung des Drehmoments, um den Bohrer anzutreiben und zu bohren;

② Sich auf das Gewicht des Bohrers zu verlassen, um den Druck des Gesteins am Boden des Bohrlochs zu brechen;

③ Um Spülflüssigkeit, d. h. Bohrschlamm, durch den Boden zu transportieren, werden Hochdruckschlammpumpen eingesetzt. Die Bohrsäule fließt in das Bohrloch und fließt in den Boden des Brunnens, um das Gesteinsmaterial auszuspülen und den Bohrer abzukühlen. Außerdem wird das Gesteinsmaterial durch die Außenfläche der Säule und die Wand des Brunnens zwischen den Ringräumen zurück in den Boden befördert, um den Zweck des Bohrens des Brunnens zu erreichen.

Das Bohrgestänge muss beim Bohrvorgang einer Vielzahl komplexer Wechselbelastungen standhalten, wie Zug-, Druck-, Torsions-, Biege- und anderen Belastungen. Die Innenfläche ist außerdem der Auswaschung durch Hochdruckschlamm und Korrosion ausgesetzt.
(1) Quadratisches Bohrgestänge: Quadratische Bohrrohre gibt es in zwei Ausführungen: viereckig und sechseckig. In Chinas Erdölbohrrohren wird für jeden Satz Bohrsäulen normalerweise ein viereckiges Bohrrohr verwendet. Seine Spezifikationen sind 63,5 mm (2-1/2 Zoll), 88,9 mm (3-1/2 Zoll), 107,95 mm (4-1/4 Zoll), 133,35 mm (5-1/4 Zoll), 152,4 mm (6 Zoll) usw. Die verwendete Länge beträgt normalerweise 1214,5 m.
(2) Bohrgestänge: Das Bohrgestänge ist das Hauptwerkzeug zum Bohren von Brunnen. Es ist mit dem unteren Ende des quadratischen Bohrgestänges verbunden. Während der Bohrbrunnen tiefer wird, verlängert das Bohrgestänge die Bohrsäule nach und nach. Die Spezifikationen des Bohrgestänges sind: 60,3 mm (2-3/8 Zoll), 73,03 mm (2-7/8 Zoll), 88,9 mm (3-1/2 Zoll), 114,3 mm (4-1/2 Zoll), 127 mm (5 Zoll), 139,7 mm (5-1/2 Zoll) und so weiter.
(3) Hochleistungs-Bohrgestänge: Ein gewichtetes Bohrrohr ist ein Übergangswerkzeug, das das Bohrrohr und den Bohrkragen verbindet. Es kann den Kraftzustand des Bohrrohrs verbessern und den Druck auf den Bohrer erhöhen. Die Hauptspezifikationen des gewichteten Bohrrohrs sind 88,9 mm (3-1/2 Zoll) und 127 mm (5 Zoll).
(4) Bohrkragen: Der Bohrkragen ist mit dem unteren Teil des Bohrgestänges verbunden, einem speziellen dickwandigen Rohr mit hoher Steifigkeit. Er übt Druck auf den Bohrer aus, um das Gestein aufzubrechen, und spielt eine Führungsrolle beim Bohren eines geraden Bohrlochs. Die üblichen Spezifikationen für Bohrkragen sind 158,75 mm (6-1/4 Zoll), 177,85 mm (7 Zoll), 203,2 mm (8 Zoll), 228,6 mm (9 Zoll) usw.

V. Leitungsrohr

1. Klassifizierung von Leitungsrohren

In der Öl- und Gasindustrie werden Rohrleitungen mit der Abkürzung „Stahlrohr“ zum Transport von Öl, raffiniertem Öl, Erdgas und Wasser verwendet. Die Öl- und Gasleitungen werden in Hauptleitungen, Zweigleitungen und städtische Rohrleitungsnetze unterteilt. Drei Arten von Hauptleitungen haben die üblichen Spezifikationen von ∅406 bis 1219 mm, eine Wandstärke von 10 bis 25 mm, Stahlgüte X42 bis X80; Zweigleitungen und städtische Rohrleitungsnetze haben normalerweise Spezifikationen von ∅114 bis 700 mm, eine Wandstärke von 6 bis 20 mm, die Stahlgüte für X42 bis X80. Die Stahlgüte ist X42 bis X80. Leitungsrohre sind in geschweißter und nahtloser Ausführung erhältlich. Geschweißte Leitungsrohre werden häufiger verwendet als nahtlose Leitungsrohre.

2. Standard für Leitungsrohre

API Spec 5L – Spezifikation für Leitungsrohre
ISO 3183 – Erdöl- und Erdgasindustrie – Stahlrohre für Pipeline-Transportsysteme

3. PSL1 und PSL2

PSL ist die Abkürzung für Produktspezifikationsebene. Die Spezifikationsstufe des Leitungsrohrprodukts ist in PSL 1 und PSL 2 unterteilt, und die Qualitätsstufe ist in PSL 1 und PSL 2 unterteilt. PSL 2 ist höher als PSL 1; die beiden Spezifikationsstufen haben nicht nur unterschiedliche Testanforderungen, sondern auch unterschiedliche Anforderungen an die chemische Zusammensetzung und die mechanischen Eigenschaften. Daher müssen die Vertragsbedingungen gemäß der API 5L-Bestellung neben der Angabe der Spezifikationen, der Stahlsorte und anderer allgemeiner Indikatoren auch die Produktspezifikationsstufe angeben, d. h. PSL 1 oder PSL 2. PSL 2 ist hinsichtlich der chemischen Zusammensetzung, der Zugfestigkeitseigenschaften, der Schlagfestigkeit, der zerstörungsfreien Prüfung und anderer Indikatoren strenger als PSL 1.

4. Stahlsorte, chemische Zusammensetzung und mechanische Eigenschaften für Leitungsrohre

Die Stahlgüten für Leitungsrohre werden von niedrig bis hoch in A25, A, B, X42, X46, X52, X60, X65, X70 und X80 unterteilt. Detaillierte Angaben zur chemischen Zusammensetzung und zu den mechanischen Eigenschaften finden Sie in der Spezifikation API 5L, 46. Ausgabe.

5. Anforderungen an die hydrostatische Prüfung und zerstörungsfreie Prüfung von Leitungsrohren

Bei Leitungsrohren muss Zweig für Zweig ein hydraulischer Test durchgeführt werden, und der Standard erlaubt keine zerstörungsfreie Erzeugung von Hydraulikdruck, was ebenfalls einen großen Unterschied zwischen dem API-Standard und unseren Standards darstellt. PSL 1 erfordert keine zerstörungsfreie Prüfung; PSL 2 muss Zweig für Zweig eine zerstörungsfreie Prüfung durchführen.

VI. Premium-Anbindungen

1. Einführung von Premium-Verbindungen

Premium Connection ist ein Rohrgewinde mit einer einzigartigen Struktur, die sich vom API-Gewinde unterscheidet. Obwohl das vorhandene API-Gewinde-Ölgehäuse bei der Ölbohrungsausbeutung weit verbreitet ist, zeigen sich seine Mängel in der einzigartigen Umgebung einiger Ölfelder deutlich: Die API-Rundgewinderohrsäule hat zwar eine bessere Dichtleistung, aber die vom Gewindeteil getragene Zugkraft entspricht nur 60% bis 80% der Festigkeit des Rohrkörpers und kann daher nicht bei der Ausbeutung tiefer Bohrungen verwendet werden; die API-Rohrsäule mit vorgespanntem Trapezgewinde hat zwar eine viel höhere Zugleistung als die der API-Rundgewindeverbindung, aber ihre Dichtleistung ist nicht so gut. Obwohl die Zugleistung der Säule viel höher ist als die der API-Rundgewindeverbindung, ist ihre Dichtleistung nicht sehr gut, sodass sie nicht bei der Ausbeutung von Hochdruckgasbohrungen verwendet werden kann; außerdem kann das Gewindefett nur in einer Umgebung mit einer Temperatur unter 95℃ seine Rolle spielen, sodass es nicht bei der Ausbeutung von Hochtemperaturbohrungen verwendet werden kann.

Im Vergleich zur API-Rundgewinde- und Teiltrapezgewindeverbindung weist die Premiumverbindung in folgenden Punkten bahnbrechende Fortschritte auf:

(1) Eine gute Abdichtung durch die Elastizität und die Konstruktion der metallischen Dichtungsstruktur macht die Gasabdichtung der Verbindung widerstandsfähiger gegen das Erreichen der Grenze des Rohrkörpers innerhalb des Fließdrucks.

(2) Hohe Festigkeit der Verbindung. Verbindung mit einer speziellen Schnallenverbindung des Ölgehäuses, deren Verbindungsfestigkeit die Festigkeit des Rohrkörpers erreicht oder übersteigt, um das Problem des Schlupfs grundsätzlich zu lösen;

(3) Durch die Verbesserung des Materialauswahl- und Oberflächenbehandlungsprozesses wurde das Problem der am Faden hängenden Schnalle grundsätzlich gelöst.

(4) Durch Optimierung der Struktur wird eine vernünftigere Verteilung der Verbindungsspannungen erreicht, die die Beständigkeit gegen Spannungskorrosion verbessert.

(5) Durch die vernünftige Gestaltung der Schulterstruktur ist die Bedienung der Schnalle leichter zugänglich.

Die Öl- und Gasindustrie verfügt über mehr als 100 patentierte Premium-Verbindungen, die bedeutende Fortschritte in der Rohrtechnologie darstellen. Diese speziellen Gewindedesigns bieten überlegene Dichtungseigenschaften, erhöhte Verbindungsfestigkeit und verbesserte Widerstandsfähigkeit gegen Umweltbelastungen. Indem sie Herausforderungen wie hohen Druck, korrosive Umgebungen und extreme Temperaturen bewältigen, gewährleisten diese Innovationen hervorragende Zuverlässigkeit und Effizienz bei ölgesunden Operationen weltweit. Kontinuierliche Forschung und Entwicklung im Bereich Premium-Verbindungen unterstreichen ihre zentrale Rolle bei der Unterstützung sicherer und produktiverer Bohrverfahren und spiegeln ein anhaltendes Engagement für technologische Spitzenleistungen im Energiesektor wider.

VAM®-Verbindung: VAM®-Verbindungen sind für ihre robuste Leistung in anspruchsvollen Umgebungen bekannt und zeichnen sich durch fortschrittliche Metall-Metall-Dichtungstechnologie und hohe Drehmomentfähigkeiten aus, wodurch ein zuverlässiger Betrieb in Tiefbohrungen und Hochdruckreservoirs gewährleistet wird.

TenarisHydril Wedge-Serie: Diese Serie bietet eine Reihe von Verbindungen wie Blue®, Dopeless® und Wedge 521®, die für ihre außergewöhnliche gasdichte Abdichtung und Widerstandsfähigkeit gegen Druck- und Zugkräfte bekannt sind und so die Betriebssicherheit und Effizienz verbessern.

TSH® Blau: Die von Tenaris entwickelten TSH® Blue-Verbindungen nutzen ein proprietäres Doppelschulterdesign und ein Hochleistungsgewindeprofil und bieten so hervorragende Ermüdungsbeständigkeit und einfache Montage bei kritischen Bohranwendungen.

Grant Prideco™ XT®-Verbindung: Die von NOV entwickelten XT®-Verbindungen verfügen über eine einzigartige Metall-Metall-Dichtung und eine robuste Gewindeform, die eine überlegene Drehmomentkapazität und Beständigkeit gegen Abrieb gewährleisten und so die Lebensdauer der Verbindung verlängern.

Hunting Seal-Lock® Verbindung: Die Seal-Lock®-Verbindung von Hunting verfügt über eine Metall-Metall-Dichtung und ein einzigartiges Gewindeprofil und ist für ihre überragende Druckbeständigkeit und Zuverlässigkeit bei Bohrvorgängen an Land und auf See bekannt.

Abschluss

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass das komplexe Netzwerk aus Stahlrohren, das für die Öl- und Gasindustrie von entscheidender Bedeutung ist, eine breite Palette von Spezialgeräten umfasst, die für raue Umgebungen und komplexe Betriebsanforderungen ausgelegt sind. Von den grundlegenden Mantelrohren, die gesunde Wände stützen und schützen, bis hin zu den vielseitigen Rohren, die bei Extraktions- und Injektionsprozessen verwendet werden, dient jeder Rohrtyp einem bestimmten Zweck bei der Erkundung, Produktion und dem Transport von Kohlenwasserstoffen. Standards wie API-Spezifikationen gewährleisten Einheitlichkeit und Qualität dieser Rohre, während Innovationen wie Premium-Verbindungen die Leistung unter schwierigen Bedingungen verbessern. Mit der Weiterentwicklung der Technologie werden diese kritischen Komponenten weiterentwickelt und steigern die Effizienz und Zuverlässigkeit im globalen Energiebetrieb. Das Verständnis dieser Rohre und ihrer Spezifikationen unterstreicht ihre unverzichtbare Rolle in der Infrastruktur des modernen Energiesektors.