¿Qué es NACE MR0175/ISO 15156?

¿Qué es NACE MR0175/ISO 15156?

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NACE MR0175/ISO 15156 es una norma reconocida mundialmente que proporciona pautas para seleccionar materiales resistentes al agrietamiento por tensión por sulfuro (SSC) y otras formas de agrietamiento inducido por hidrógeno en ambientes que contienen sulfuro de hidrógeno (H₂S). Esta norma es esencial para garantizar la confiabilidad y seguridad de los equipos utilizados en la industria del petróleo y el gas, particularmente en entornos de servicios ácidos.

Aspectos críticos de la norma NACE MR0175/ISO 15156

  1. Alcance y propósito:
    • La norma aborda la selección de materiales para equipos utilizados en la producción de petróleo y gas que están expuestos a ambientes que contienen H₂S, que pueden causar diversas formas de agrietamiento.
    • Su objetivo es prevenir fallas del material debido al estrés por sulfuro, corrosión, agrietamiento inducido por hidrógeno y otros mecanismos relacionados.
  2. Selección de materiales:
    • Esta guía proporciona pautas para seleccionar materiales adecuados, incluidos aceros al carbono, aceros de baja aleación, aceros inoxidables, aleaciones a base de níquel y otras aleaciones resistentes a la corrosión.
    • Especifica las condiciones ambientales y los niveles de estrés que cada material puede soportar sin experimentar grietas.
  3. Calificación y pruebas:
    • En este documento se describen los procedimientos de prueba necesarios para calificar los materiales para servicio agrio, incluidas las pruebas de laboratorio que simulan las condiciones corrosivas que se encuentran en los entornos H₂S.
    • Especifica los criterios para un rendimiento aceptable en estas pruebas, garantizando que los materiales resistan el agrietamiento en condiciones específicas.
  4. Diseño y fabricación:
    • Incluye recomendaciones para diseñar y fabricar equipos para minimizar el riesgo de agrietamiento inducido por hidrógeno.
    • Destaca la importancia de los procesos de fabricación, las técnicas de soldadura y los tratamientos térmicos que pueden afectar la resistencia del material al agrietamiento inducido por H₂S.
  5. Mantenimiento y Monitoreo:
    • Asesora sobre las prácticas de mantenimiento y estrategias de monitoreo para detectar y prevenir grietas en servicio.
    • Se recomiendan inspecciones periódicas y métodos de pruebas no destructivos para garantizar la integridad continua del equipo.

Importancia en la Industria

  • Seguridad: Garantiza el funcionamiento seguro de los equipos en entornos de servicio ácidos al reducir el riesgo de fallas catastróficas debido al agrietamiento.
  • Fiabilidad: Mejora la confiabilidad y longevidad del equipo, reduciendo el tiempo de inactividad y los costos de mantenimiento.
  • Cumplimiento: Ayuda a las empresas a cumplir con los requisitos regulatorios y los estándares de la industria, evitando repercusiones legales y financieras.

NACE MR0175/ISO 15156 se divide en tres partes, cada una de las cuales se centra en diferentes aspectos de la selección de materiales para su uso en entornos de servicios ácidos. Aquí hay un desglose más detallado:

Parte 1: Principios generales para la selección de materiales resistentes al agrietamiento

  • Alcance:Proporciona pautas y principios generales para seleccionar materiales resistentes al agrietamiento en entornos que contienen H₂S.
  • Contenido:
    • Define términos y conceptos clave relacionados con entornos de servicio amargos y degradación de materiales.
    • Describe los criterios generales para evaluar la idoneidad de los materiales para el servicio amargo.
    • Describe la importancia de considerar factores ambientales, propiedades de los materiales y condiciones operativas al seleccionar materiales.
    • Proporciona un marco para realizar evaluaciones de riesgos y tomar decisiones informadas sobre la selección de materiales.

Parte 2: Aceros al carbono y de baja aleación resistentes al agrietamiento y uso de fundiciones

  • Alcance:Este documento se centra en los requisitos y directrices para el uso de aceros al carbono, aceros de baja aleación y fundiciones en entornos de servicio agrio.
  • Contenido:
    • Detalla las condiciones específicas bajo las cuales estos materiales pueden usarse de manera segura.
    • Enumera las propiedades mecánicas y las composiciones químicas necesarias para que estos materiales resistan el agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC) y otras formas de daño inducido por hidrógeno.
    • Proporciona pautas para el tratamiento térmico y los procesos de fabricación que pueden mejorar la resistencia de estos materiales al agrietamiento.
    • Analiza la necesidad de procedimientos adecuados de prueba y calificación de materiales para garantizar el cumplimiento de la norma.

Parte 3: CRA (aleaciones resistentes a la corrosión) resistentes al agrietamiento y otras aleaciones

  • Alcance:Aborda aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) y otras aleaciones especiales en entornos de servicio agrio.
  • Contenido:
    • Identifica varios tipos de CRA, como aceros inoxidables, aleaciones a base de níquel y otras aleaciones de alto rendimiento, y su idoneidad para servicios ácidos.
    • Especifica las composiciones químicas, propiedades mecánicas y tratamientos térmicos necesarios para que estos materiales resistan el agrietamiento.
    • Proporciona pautas para seleccionar, probar y calificar los CRA para garantizar su desempeño en entornos H₂S.
    • En este artículo se analiza la importancia de tener en cuenta tanto la resistencia a la corrosión como las propiedades mecánicas de estas aleaciones al seleccionar materiales para aplicaciones específicas.

La norma NACE MR0175/ISO 15156 es una norma integral que ayuda a garantizar el uso seguro y eficaz de los materiales en entornos de servicio agrio. Cada parte aborda diferentes categorías de materiales y proporciona pautas detalladas para su selección, prueba y calificación. Al seguir estas pautas, las empresas pueden reducir el riesgo de falla de los materiales y mejorar la seguridad y la confiabilidad de sus operaciones en entornos que contienen H₂S.

Terminación de pozos: secuencias de aplicación e instalación de OCTG en pozos de petróleo y gas

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Introducción

La exploración y producción de petróleo y gas implica el uso de equipos y procesos complejos. Entre ellos, la selección y el uso adecuados de los componentes tubulares (tuberías de perforación, portamechas, brocas, revestimientos, tubos, varillas de succión y tuberías de conducción) son cruciales para la eficiencia y la seguridad de las operaciones de perforación. Este blog tiene como objetivo proporcionar una descripción detallada de estos componentes, sus tamaños y su uso secuencial en pozos de petróleo y gas.

1. Tamaños de tubería de perforación, collarín de perforación y broca

Tubos de perforación son la columna vertebral de la operación de perforación, transmitiendo potencia desde la superficie a la broca mientras circula el fluido de perforación. Los tamaños comunes incluyen:

  • 3 1/2 pulgadas (88,9 mm)
  • 4 pulgadas (101,6 mm)
  • 4 1/2 pulgadas (114,3 mm)
  • 5 pulgadas (127 milímetros)
  • 5 1/2 pulgadas (139,7 mm)

Collares de perforación agregue peso a la broca, asegurándose de que penetre en la roca de manera efectiva. Los tamaños típicos son:

  • 3 1/8 pulgadas (79,4 mm)
  • 4 3/4 pulgadas (120,7 mm)
  • 6 1/4 pulgadas (158,8 mm)
  • 8 pulgadas (203,2 mm)

Brocas están diseñados para triturar y cortar formaciones rocosas. Sus tamaños varían significativamente, dependiendo del diámetro requerido del pozo:

  • 3 7/8 pulgadas (98,4 mm) a 26 pulgadas (660,4 mm)

2. Tamaños de carcasas y tubos

Tubería de revestimiento Estabiliza el pozo, evita derrumbes y aísla distintas formaciones geológicas. Se instala por etapas, siendo cada sarta de mayor diámetro que la que se encuentra en su interior:

  • Carcasa de superficie: 13 3/8 pulgadas (339,7 mm) o 16 pulgadas (406,4 mm)
  • Carcasa intermedia: 9 5/8 pulgadas (244,5 mm) o 10 3/4 pulgadas (273,1 mm)
  • Carcasa de producción: 7 pulgadas (177,8 mm) o 5 1/2 pulgadas (139,7 mm)

Tubería de aceite Se inserta dentro de la carcasa para transportar petróleo y gas a la superficie. Los tamaños típicos de tubería incluyen:

  • 1.050 pulgadas (26,7 mm)
  • 1,315 pulgadas (33,4 mm)
  • 1,660 pulgadas (42,2 mm)
  • 1.900 pulgadas (48,3 mm)
  • 2 3/8 pulgadas (60,3 mm)
  • 2 7/8 pulgadas (73,0 mm)
  • 3 1/2 pulgadas (88,9 mm)
  • 4 pulgadas (101,6 mm)

3. Tamaños de tubos y varillas de bombeo

Varillas de bombeo conecte la unidad de bombeo de superficie a la bomba de fondo de pozo, lo que permitirá elevar los fluidos del pozo. Se seleccionan en función del tamaño del tubo:

  • Para tubos de 2 3/8 pulgadas: 5/8 pulgadas (15,9 mm), 3/4 pulgadas (19,1 mm) o 7/8 pulgadas (22,2 mm)
  • Para tubos de 2 7/8 pulgadas: 3/4 pulgadas (19,1 mm), 7/8 pulgadas (22,2 mm) o 1 pulgada (25,4 mm)

4. Tamaños de tuberías

Tuberías de línea Transportar los hidrocarburos producidos desde la boca del pozo hasta las instalaciones de procesamiento o ductos. Se eligen en función del volumen de producción:

  • Campos pequeños: 2 pulgadas (60,3 mm), 4 pulgadas (114,3 mm)
  • Campos medianos: 6 pulgadas (168,3 mm), 8 pulgadas (219,1 mm)
  • Campos grandes: 10 pulgadas (273,1 mm), 12 pulgadas (323,9 mm), 16 pulgadas (406,4 mm)

Uso Secuencial de Tubulares en Pozos de Petróleo y Gas

1. Etapa de perforación

  • La operación de perforación comienza con la broca rompiendo las formaciones geológicas.
  • tubos de perforación transmitir potencia rotatoria y fluido de perforación a la broca.
  • Collares de perforación agregue peso a la broca, asegurándose de que penetre eficazmente.

2. Etapa de carcasa

  • Una vez que se alcanza cierta profundidad, un caja Se instala para proteger el pozo y aislar diferentes formaciones.
  • Las sartas de revestimiento de superficie, intermedias y de producción se ejecutan secuencialmente a medida que avanza la perforación.

3. Etapa de finalización y producción

  • Tubería Se instala dentro de la carcasa de producción para facilitar el flujo de hidrocarburos a la superficie.
  • varillas de bombeo Se utilizan en pozos con sistemas de levantamiento artificial, conectando la bomba de fondo de pozo a la unidad de superficie.

4. Etapa de Transporte Terrestre

  • Las tuberías de línea transportan el Petróleo y gas producidos desde la boca del pozo hasta las instalaciones de procesamiento o tuberías principales.

Conclusión

Comprender las funciones, los tamaños y el uso secuencial de estos productos tubulares es esencial para realizar operaciones de petróleo y gas de manera eficiente y segura. La selección y el manejo adecuados de tuberías de perforación, collares de perforación, brocas, revestimientos, tubos, varillas de succión y conductos garantizan la integridad estructural del pozo y optimizan el rendimiento de la producción.

Al integrar eficazmente estos componentes, la industria del petróleo y el gas puede seguir satisfaciendo las necesidades energéticas del mundo y, al mismo tiempo, mantener altos estándares de seguridad y eficiencia operativa.

13Cr vs Super 13Cr: un análisis comparativo

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En el desafiante panorama de la industria del petróleo y el gas, la selección de materiales es fundamental para garantizar la longevidad y la eficiencia de las operaciones. Entre la infinidad de materiales disponibles, los aceros inoxidables 13Cr y Super 13Cr destacan por sus notables propiedades y su idoneidad en entornos exigentes. Estos materiales han revolucionado la industria, proporcionando una resistencia excepcional a la corrosión y un rendimiento mecánico robusto. Profundicemos en los atributos y aplicaciones únicos de los aceros inoxidables 13Cr y Super 13Cr.

Entendiendo el acero inoxidable 13Cr

El acero inoxidable 13Cr, una aleación martensítica que contiene aproximadamente 13% de cromo, se ha convertido en un elemento básico en el sector del petróleo y el gas. Su composición suele incluir pequeñas cantidades de carbono, manganeso, silicio, fósforo, azufre y molibdeno, logrando un equilibrio entre rendimiento y coste.

Propiedades críticas del 13Cr:

  • Resistencia a la corrosión:El 13Cr ofrece una resistencia encomiable a la corrosión, en particular en entornos que contienen CO2. Esto lo hace ideal para su uso en tuberías y revestimientos de fondo de pozo, donde se espera exposición a elementos corrosivos.
  • Fuerza mecánica: Con una resistencia mecánica moderada, el 13Cr proporciona la durabilidad necesaria para diversas aplicaciones.
  • Dureza y Dureza:El material presenta buena tenacidad y dureza, esenciales para soportar las tensiones mecánicas encontradas en los procesos de perforación y extracción.
  • Soldabilidad:El 13Cr es conocido por su soldabilidad razonablemente buena, lo que facilita su uso en diversas aplicaciones sin complicaciones significativas durante la fabricación.

Aplicaciones en Petróleo y Gas: El acero inoxidable 13Cr se utiliza ampliamente en la construcción de tuberías, revestimientos y otros componentes expuestos a entornos ligeramente corrosivos. Sus propiedades equilibradas lo convierten en una opción confiable para garantizar la integridad y la eficiencia de las operaciones de petróleo y gas.

Presentando Súper 13Cr: La aleación mejorada

Super 13Cr lleva los beneficios del 13Cr un paso más allá al incorporar elementos de aleación adicionales como níquel y molibdeno. Esto mejora las propiedades, haciéndolo adecuado para ambientes corrosivos más agresivos.

Propiedades críticas del Super 13Cr:

  • Resistencia superior a la corrosión:Super 13Cr ofrece una resistencia a la corrosión mejorada en comparación con el 13Cr estándar, en particular en entornos que contienen niveles más altos de CO2 y presencia de H2S. Esto lo convierte en una excelente opción para condiciones más desafiantes.
  • Mayor resistencia mecánica:La aleación posee una mayor resistencia mecánica, lo que garantiza que puede soportar tensiones y presiones más significativas.
  • Dureza y dureza mejoradas: Con mayor tenacidad y dureza, Super 13Cr proporciona mayor durabilidad y longevidad en aplicaciones exigentes.
  • Soldabilidad mejorada:La composición mejorada de Super 13Cr da como resultado una mejor soldabilidad, lo que facilita su uso en procesos de fabricación complejos.

Aplicaciones en Petróleo y Gas: El Super 13Cr está diseñado para usarse en entornos corrosivos más agresivos, como aquellos con niveles más altos de CO2 y presencia de H2S. Sus propiedades superiores son ideales para tuberías de fondo de pozo, revestimientos y otros componentes críticos en campos de petróleo y gas desafiantes.

Elegir la aleación adecuada para sus necesidades

La elección entre aceros inoxidables 13Cr y Super 13Cr depende, en última instancia, de las condiciones ambientales específicas de sus operaciones de petróleo y gas y de los requisitos de rendimiento. Si bien el 13Cr ofrece una solución rentable con buena resistencia a la corrosión y propiedades mecánicas, el Super 13Cr ofrece un rendimiento mejorado para entornos más exigentes.

Consideraciones clave:

  • Condiciones ambientales:Evaluar el CO2, H2S y otros elementos corrosivos en el entorno operativo.
  • Requisitos de desempeño: Determine la resistencia mecánica, tenacidad y dureza necesarias para la aplicación específica.
  • Costo versus beneficio: Sopese el costo del material con los beneficios de propiedades mejoradas y una vida útil más larga.

Conclusión

En la industria del petróleo y el gas, que está en constante evolución, la selección de materiales como los aceros inoxidables 13Cr y Super 13Cr es fundamental para garantizar la confiabilidad, la eficiencia y la seguridad de las operaciones. Comprender las propiedades y aplicaciones únicas de estas aleaciones permite a los profesionales de la industria tomar decisiones informadas, lo que en última instancia contribuye al éxito y la sostenibilidad de sus proyectos. Ya sea por el rendimiento equilibrado del 13Cr o por los atributos superiores del Super 13Cr, estos materiales siguen desempeñando un papel fundamental en el avance de las capacidades del sector del petróleo y el gas.

Productos tubulares para campos petrolíferos (OCTG)

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Productos tubulares para campos petroleros (OCTG) es una familia de productos laminados sin costura que consisten en tubos de perforación, revestimiento y tuberías sujetos a condiciones de carga de acuerdo con su aplicación específica. (ver Figura 1 para un esquema de un pozo profundo):

El Tubería de perforación es un tubo sin costura pesado que hace girar la broca y hace circular el fluido de perforación. Los segmentos de tubería de 30 pies (9 m) de largo están acoplados con juntas de herramienta. La tubería de perforación está sujeta simultáneamente a un alto par de torsión por la perforación, tensión axial por su peso muerto y presión interna por la purga del fluido de perforación. Además, las cargas de flexión alternas debido a la perforación no vertical o desviada pueden superponerse a estos patrones de carga básicos.
tubo de revestimiento recubre el pozo. Está sujeto a tensión axial por su peso muerto, presión interna por la purga de fluido y presión externa por las formaciones rocosas circundantes. La emulsión de petróleo o gas bombeada expone particularmente la carcasa a tensión axial y presión interna.
Un tubo es una tubería a través de la cual se transporta petróleo o gas desde el pozo. Los segmentos de tubería tienen generalmente alrededor de 30 pies [9 m] de largo y tienen una conexión roscada en cada extremo.

La resistencia a la corrosión en condiciones de servicio agrias es una característica crucial de los OCTG, especialmente para tuberías de revestimiento y producción.

Los procesos típicos de fabricación de OCTG incluyen (todos los rangos dimensionales son aproximados)

Procesos de laminación continua con mandril y banco de empuje para tamaños entre 21 y 178 mm de diámetro exterior.
Laminador de enchufes para tamaños entre 140 y 406 mm de diámetro exterior.
Perforación con rodillo transversal y laminado en peregrino para tamaños entre 250 y 660 mm de diámetro exterior.
Estos procesos no suelen permitir el procesamiento termomecánico habitual para los productos de fleje y placa utilizados para los tubos soldados. Por lo tanto, los tubos sin costura de alta resistencia deben producirse aumentando el contenido de aleación en combinación con un tratamiento térmico adecuado, como el temple y el revenido.

Figura 1. Esquema de una terminación de gran desarrollo

Para cumplir con el requisito fundamental de una microestructura completamente martensítica, incluso con paredes de tuberías de gran espesor, se requiere una buena templabilidad. El Cr y el Mn son los principales elementos de aleación que producen una buena templabilidad en el acero convencional tratable térmicamente. Sin embargo, el requisito de una buena resistencia al agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC) limita su uso. El Mn tiende a segregarse durante la colada continua y puede formar grandes inclusiones de MnS que reducen la resistencia al agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC). Los niveles más altos de Cr pueden conducir a la formación de precipitados de Cr7C3 con morfología gruesa en forma de placa, que actúan como colectores de hidrógeno e iniciadores de grietas. La aleación con molibdeno puede superar las limitaciones de la aleación de Mn y Cr. El Mo es un endurecedor mucho más fuerte que el Mn y el Cr, por lo que puede recuperar rápidamente el efecto de una cantidad reducida de estos elementos.

Tradicionalmente, los grados OCTG eran aceros al carbono-manganeso (hasta el nivel de resistencia de 55 ksi) o grados que contenían Mo hasta 0,41 TP3T Mo. En los últimos años, la perforación de pozos profundos y los yacimientos que contienen contaminantes que causan ataques corrosivos han creado una fuerte demanda de materiales de mayor resistencia resistentes a la fragilización por hidrógeno y al SCC. La martensita altamente templada es la estructura más resistente al SSC a niveles de resistencia más altos, y la concentración de 0,751 TP3T Mo produce la combinación óptima de límite elástico y resistencia al SSC.

Algo que necesita saber: acabado de la cara de la brida

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El Código ASME B16.5 requiere que la cara de la brida (cara elevada y cara plana) tenga una rugosidad específica para garantizar que esta superficie sea compatible con la junta y proporcione un sello de alta calidad.

Se requiere un acabado dentado, ya sea concéntrico o en espiral, con 30 a 55 ranuras por pulgada y una rugosidad resultante entre 125 y 500 micropulgadas. Esto permite que los fabricantes de bridas ofrezcan varios grados de acabado superficial para la superficie de contacto de la junta de las bridas metálicas.

Acabado de la cara de la brida

Acabado dentado

Acabado original
El acabado superficial de bridas más utilizado porque, en la práctica, es adecuado para todas las condiciones de servicio ordinarias. Bajo compresión, la cara suave de una junta se incrustará en este acabado, lo que ayuda a crear un sello y se genera un alto nivel de fricción entre las superficies de contacto.

El acabado de estas bridas se genera mediante una herramienta de punta redonda de 1,6 mm de radio a una velocidad de avance de 0,8 mm por revolución hasta 12 pulgadas. Para tamaños de 14 pulgadas y mayores, el acabado se realiza con una herramienta de punta redonda de 3,2 mm con un avance de 1,2 mm por revolución.

Acabado frontal de brida - Acabado originalAcabado frontal de brida - Acabado original

Espiral dentada
Esta también es una ranura en espiral continua o fonográfica, pero se diferencia del acabado original en que la ranura generalmente se genera utilizando una herramienta de 90° que crea una geometría en “V” con un dentado en ángulo de 45°.

Acabado frontal de brida - Espiral dentada

Dentado concéntrico
Como sugiere el nombre, este acabado se compone de ranuras concéntricas. Se utiliza una herramienta de 90° y los dientes están espaciados uniformemente a lo largo de la cara.

Acabado frontal de brida: dentado concéntrico

Acabado suave
Este acabado no muestra marcas de herramientas visualmente aparentes. Estos acabados se utilizan normalmente para juntas con revestimientos metálicos, como acero plano, doble revestimiento y metal corrugado. Las superficies lisas se acoplan para crear un sello y dependen de la planitud de las caras opuestas para efectuar un sello. Esto normalmente se logra teniendo la superficie de contacto de la junta formada por una ranura en espiral continua (a veces llamada fonográfica) generada por una herramienta de punta redonda de 0,8 mm de radio a una velocidad de avance de 0,3 mm por revolución con una profundidad de 0,05 mm. Esto dará como resultado una rugosidad entre Ra 3,2 y 6,3 micrómetros (125 – 250 micropulgadas).

Acabado frontal de brida - Acabado liso

ACABADO SUAVE

¿Es adecuado para juntas en espiral y juntas no metálicas? ¿Para qué tipo de aplicación es este tipo?

Las bridas de acabado liso son más comunes para tuberías de baja presión y/o de gran diámetro y están diseñadas principalmente para usarse con juntas de metal sólido o enrolladas en espiral.

Los acabados lisos suelen encontrarse en maquinaria o en uniones bridadas distintas de las bridas de tuberías. Cuando se trabaja con un acabado liso, es importante considerar el uso de una junta más delgada para disminuir los efectos de la fluencia y el flujo en frío. Cabe señalar, sin embargo, que tanto una junta más delgada como el acabado liso, en sí mismos, requieren una fuerza de compresión mayor (es decir, torsión del perno) para lograr el sello.

Mecanizado de las caras de las juntas de las bridas hasta obtener un acabado liso de Ra = 3,2 – 6,3 micrómetros (= 125 – 250 micropulgadas AARH)

AARH significa Altura de rugosidad promedio aritmética. Se utiliza para medir la rugosidad (más bien la suavidad) de las superficies. 125 AARH significa que 125 micropulgadas será la altura promedio de las subidas y bajadas de la superficie.

63 AARH se especifica para juntas tipo anillo.

125-250 AARH (se llama acabado liso) se especifica para juntas enrolladas en espiral.

250-500 AARH (se llama acabado original) se especifica para juntas blandas como las que no contienen asbesto, láminas de grafito, elastómeros, etc. Si utilizamos un acabado liso para juntas blandas, no se producirá suficiente "efecto de mordida" y, por lo tanto, la junta puede desarrollar una fuga.

A veces, AARH también se conoce como Ra, que significa promedio de rugosidad y significa lo mismo.

Tubos con aletas

Successfully Delivered a Batch of Finned Tubes for Industrial Heat Exchangers

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An order of 1,170 aluminum alloy finned tubes has been successfully delivered and will be shipped from Shanghai Port, China. The tubes will be supplied to an important customer and will improve the efficiency of heat exchange and transfer in the power plant’s heat exchanger system.

The tubes are available in three different sizes with the following specifications:
The total weight of the cargo is 20,740 kg.
∅25.4 x 2.11 x 9,144 mm, 3,940 kg, 820 pcs.
∅25.4 x 2.77 x 9,144 mm, 6,200 kg, 310 pcs.
∅25.4 x 2.41 x 8,660 mm, 600 kg, 40 pcs.
Fin Material: Aluminum Alloy 1100
Base Tube: ASTM A179
Fin Type: G Type
Fin Thickness: 0.016 inches (0.4 mm)
Number of Fins Per Inch: 11 FPI

Tubos con aletas

Tubos con aletas

If you have RFQs for finned tubes, please feel free to contact us at [email protected]. We can produce L Type, LL Type, KL Type, Embedded (G), and Extruded Finned Tubes and will provide you with strong support in quality, price, delivery, and service!