Craqueo inducido por hidrógeno (HIC)

Craqueo ambiental: HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE, SCC

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Introducción

En las industrias en las que los materiales están expuestos a entornos hostiles (como el petróleo y el gas, el procesamiento químico y la generación de energía), es fundamental comprender y prevenir el agrietamiento ambiental. Estos tipos de agrietamiento pueden provocar fallas catastróficas, reparaciones costosas y riesgos de seguridad significativos. Esta publicación del blog brindará una descripción detallada y profesional de las diversas formas de agrietamiento ambiental, como HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE y SCC, incluido su reconocimiento, mecanismos subyacentes y estrategias para la prevención.

1. Formación de ampollas de hidrógeno (HB)

Reconocimiento:
La formación de ampollas de hidrógeno se caracteriza por la formación de ampollas o protuberancias en la superficie de un material. Estas ampollas son el resultado de la penetración de átomos de hidrógeno en el material y su acumulación en defectos o inclusiones internas, formando moléculas de hidrógeno que crean una alta presión localizada.

Mecanismo:
Los átomos de hidrógeno se difunden en el material, generalmente acero al carbono, y se recombinan para formar hidrógeno molecular en los lugares donde hay impurezas o huecos. La presión de estas moléculas de hidrógeno crea ampollas, lo que debilita el material y provoca una mayor degradación.

Prevención:

  • Selección de materiales: Utilice materiales con bajo contenido de impurezas, especialmente aceros con bajo contenido de azufre.
  • Recubrimientos protectores: Aplicación de recubrimientos que evitan la entrada de hidrógeno.
  • Protección catódica: Implementación de sistemas de protección catódica para reducir la absorción de hidrógeno.

2. Craqueo inducido por hidrógeno (HIC)

Reconocimiento:
El agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) se identifica por grietas internas que suelen correr paralelas a la dirección de laminación del material. Estas grietas suelen estar ubicadas a lo largo de los límites de grano y no se extienden a la superficie del material, lo que hace que sea difícil detectarlas hasta que se produzca un daño significativo.

Mecanismo:
Al igual que ocurre con las ampollas de hidrógeno, los átomos de hidrógeno ingresan al material y se recombinan para formar hidrógeno molecular dentro de las cavidades o inclusiones internas. La presión generada por estas moléculas provoca grietas internas, lo que compromete la integridad estructural del material.

Prevención:

  • Selección de materiales: Opte por aceros con bajo contenido en azufre y con niveles reducidos de impurezas.
  • Tratamiento térmico: Emplear procesos de tratamiento térmico adecuados para refinar la microestructura del material.
  • Medidas de protección: Utilice recubrimientos y protección catódica para inhibir la absorción de hidrógeno.

3. Agrietamiento inducido por hidrógeno orientado al estrés (SOHIC)

Reconocimiento:
La SOHIC es una forma de agrietamiento inducido por hidrógeno que se produce en presencia de tensión de tracción externa. Se reconoce por un patrón característico de grietas escalonadas o en escalera, que se observa a menudo cerca de soldaduras u otras áreas de alto estrés.

Mecanismo:
El agrietamiento inducido por hidrógeno y la tensión de tracción dan lugar a un patrón de agrietamiento más severo y distintivo. La presencia de tensión exacerba los efectos de la fragilización por hidrógeno, lo que hace que la grieta se propague de forma escalonada.

Prevención:

  • Manejo del estrés: Implementar tratamientos antiestrés para reducir las tensiones residuales.
  • Selección de materiales: Utilice materiales con mayor resistencia a la fragilización por hidrógeno.
  • Medidas de protección: Aplicar recubrimientos protectores y protección catódica.

4. Agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC)

Reconocimiento:
El agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC) se manifiesta como grietas frágiles en aceros de alta resistencia expuestos a entornos de sulfuro de hidrógeno (H₂S). Estas grietas suelen ser intergranulares y pueden propagarse rápidamente bajo tensión de tracción, lo que provoca una falla repentina y catastrófica.

Mecanismo:
En presencia de sulfuro de hidrógeno, los átomos de hidrógeno son absorbidos por el material, lo que provoca fragilización. Esta fragilización reduce la capacidad del material para soportar la tensión de tracción, lo que da lugar a una fractura frágil.

Prevención:

  • Selección de materiales: Utilización de materiales resistentes al servicio ácido con niveles de dureza controlados.
  • Control ambiental: Reducir la exposición al sulfuro de hidrógeno o utilizar inhibidores para minimizar su impacto.
  • Recubrimientos protectores: Aplicación de recubrimientos para actuar como barreras contra el sulfuro de hidrógeno.

5. Agrietamiento escalonado (SWC)

Reconocimiento:
El agrietamiento escalonado o por hidrógeno se produce en aceros de alta resistencia, en particular en estructuras soldadas. Se reconoce por un patrón de grietas en zigzag o en forma de escalera, que se observa típicamente cerca de las soldaduras.

Mecanismo:
El agrietamiento escalonado se produce debido a los efectos combinados de la fragilización por hidrógeno y la tensión residual de la soldadura. La grieta se propaga escalonadamente, siguiendo el camino más débil a través del material.

Prevención:

  • Tratamiento térmico: Utilice tratamientos térmicos previos y posteriores a la soldadura para reducir las tensiones residuales.
  • Selección de materiales: Opte por materiales con mejor resistencia a la fragilización por hidrógeno.
  • Horneado con hidrógeno: Implementar procedimientos de horneado con hidrógeno después de soldar para eliminar el hidrógeno absorbido.

6. Agrietamiento por tensión de zinc (SZC)

Reconocimiento:
El agrietamiento por tensión del zinc (SZC) se produce en aceros revestidos con zinc (galvanizados). Se reconoce por grietas intergranulares que pueden provocar la delaminación del revestimiento de zinc y la consiguiente falla estructural del acero subyacente.

Mecanismo:
La combinación de tensión de tracción dentro del revestimiento de zinc y la exposición a un entorno corrosivo provocan SZC. La tensión dentro del revestimiento, junto con factores ambientales, provoca grietas intergranulares y fallas.

Prevención:

  • Control de recubrimiento: Asegúrese de que el espesor del recubrimiento de zinc sea adecuado para evitar una tensión excesiva.
  • Consideraciones de diseño: Evite curvas y esquinas pronunciadas que concentren la tensión.
  • Control ambiental: Reducir la exposición a ambientes corrosivos que podrían agravar el agrietamiento.

7. Agrietamiento por tensión de hidrógeno (HSC)

Reconocimiento:
El agrietamiento por tensión de hidrógeno (HSC) es una forma de fragilización por hidrógeno en aceros de alta resistencia expuestos al hidrógeno. Se caracteriza por una fractura frágil repentina bajo tensión de tracción.

Mecanismo:
Los átomos de hidrógeno se difunden en el acero, lo que provoca su fragilización, lo que reduce significativamente la tenacidad del material, haciéndolo propenso a agrietarse y a fallar repentinamente bajo tensión.

Prevención:

  • Selección de materiales: Elija materiales con menor susceptibilidad a la fragilización por hidrógeno.
  • Control ambiental: Minimizar la exposición al hidrógeno durante el procesamiento y el servicio.
  • Medidas de protección: Utilice recubrimientos protectores y protección catódica para evitar la entrada de hidrógeno.

8. Fragilización por hidrógeno (HE)

Reconocimiento:
La fragilización por hidrógeno (HE) es un término general que designa la pérdida de elasticidad y el posterior agrietamiento o fractura de un material debido a la absorción de hidrógeno. La naturaleza repentina y frágil de la fractura suele reconocerse.

Mecanismo:
Los átomos de hidrógeno entran en la estructura reticular del metal, lo que reduce significativamente su ductilidad y tenacidad. Bajo tensión, el material quebradizo es propenso a agrietarse y fallar.

Prevención:

  • Selección de materiales: Utilice materiales que sean resistentes a la fragilización por hidrógeno.
  • Control de hidrógeno: Gestionar la exposición al hidrógeno durante la fabricación y el servicio para evitar la absorción.
  • Recubrimientos protectores: Aplicar recubrimientos que eviten que el hidrógeno entre en el material.

9. Agrietamiento por corrosión bajo tensión (SCC)

Reconocimiento:
El agrietamiento por corrosión bajo tensión (SCC) se caracteriza por grietas finas que generalmente se inician en la superficie del material y se propagan a través de su espesor. El SCC ocurre cuando un material se expone a un entorno corrosivo bajo tensión de tracción.

Mecanismo:
La SCC es el resultado de los efectos combinados de la tensión de tracción y un entorno corrosivo. Por ejemplo, la SCC inducida por cloruro es un problema común en los aceros inoxidables, donde los iones de cloruro facilitan la iniciación y propagación de grietas bajo tensión.

Prevención:

  • Selección de materiales: Elija materiales resistentes a tipos específicos de SCC relevantes para el medio ambiente.
  • Control ambiental: Reducir la concentración de especies corrosivas, como cloruros, en el entorno operativo.
  • Manejo del estrés: Utilice recocido de alivio de tensiones y un diseño cuidadoso para minimizar las tensiones residuales que contribuyen al SCC.

Conclusión

El agrietamiento ambiental representa un desafío complejo y multifacético para las industrias donde la integridad del material es fundamental. Comprender los mecanismos específicos detrás de cada tipo de agrietamiento (como HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE y SCC) es esencial para una prevención eficaz. Al implementar estrategias como la selección de materiales, la gestión de tensiones, el control ambiental y los recubrimientos protectores, las industrias pueden reducir significativamente los riesgos asociados con estas formas de agrietamiento, lo que garantiza la seguridad, la confiabilidad y la longevidad de su infraestructura.

A medida que los avances tecnológicos continúan evolucionando, también lo harán los métodos para combatir el agrietamiento ambiental. Esto hace que la investigación y el desarrollo continuos sean vitales para mantener la integridad del material en entornos cada vez más exigentes.

Construcción de tanques de almacenamiento de petróleo: cálculo de los requisitos de placas de acero

Cómo calcular la cantidad de placas de acero para tanques de almacenamiento de petróleo

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Introducción

La construcción de tanques de almacenamiento de petróleo implica una planificación precisa y cálculos precisos para garantizar la integridad estructural, la seguridad y la rentabilidad. Para los tanques construidos con placas de acero al carbonoDeterminar la cantidad y la disposición de estas placas es crucial. En este blog, exploraremos el cálculo de la cantidad de placas de acero para tanques de almacenamiento de petróleo, utilizando un ejemplo específico para ilustrar los pasos involucrados.

Especificaciones del proyecto

Requisitos del cliente:

  • Opciones de espesor de placa: Placas de acero al carbono de 6 mm, 8 mm y 10 mm
  • Dimensiones de la placa: Ancho: 2200 mm, largo: 6000 mm

Especificaciones del tanque:

  • Número de tanques: 3
  • Volumen del tanque individual: 3.000 metros cúbicos
  • Altura: 12 metros
  • Diámetro: 15.286 metros

Pasos para calcular las cantidades de placas de acero para tres tanques cilíndricos de almacenamiento de petróleo

Paso 1: Calcular el área de superficie de un solo tanque

El área de superficie de cada tanque es la suma de las áreas de superficie de la carcasa cilíndrica, el fondo y el techo.

1. Calcular la circunferencia y el área de la concha

2. Calcular el área del fondo y del techo

 

Paso 2: Calcule la superficie total de todos los tanques

Paso 3: Determinar la cantidad de placas de acero necesarias

Paso 4: Asignar el espesor de la placa

Para optimizar la integridad estructural y el costo de los tanques, asigne diferentes espesores de placa para las distintas partes de cada tanque:

  • Placas de 6 mm:Se utiliza para techos, donde el estrés estructural es menor.
  • Placas de 8 mm:Aplicar en las secciones superiores de las carcasas de los tanques, donde la tensión es moderada.
  • Placas de 10 mm:Se utilizan para los fondos y secciones inferiores de los depósitos, donde la tensión es mayor debido al peso del petróleo almacenado.

Paso 5: Ejemplo de asignación de placas para cada tanque

Placas inferiores:

  • Área requerida por tanque: 183,7 metros cuadrados
  • Espesor de la placa:10 mm
  • Número de placas por tanque: [183.7/13.2] platos
  • Total para 3 tanques: 14 × 3 platos

Placas de concha:

  • Área requerida por tanque:576 metros cuadrados
  • Espesor de la placa: 10 mm (sección inferior), 8 mm (sección superior)
  • Número de placas por tanque: [576/13.2] platos
    • Sección inferior (10 mm):Aproximadamente 22 placas por tanque.
    • Sección superior (8 mm):Aproximadamente 22 placas por tanque.
  • Total para 3 tanques: 44 × 3 platos

Placas de techo:

  • Área requerida por tanque: 183,7 metros cuadrados
  • Espesor de la placa:6 mm
  • Número de placas por tanque: [183.7/13.2] platos
  • Total para 3 tanques: 14 × 3 = platos

Consideraciones para cálculos precisos

  • Tolerancia a la corrosión:Incluya espesor adicional para tener en cuenta la corrosión futura.
  • Pérdida:Considere el desperdicio de material debido al corte y ajuste, generalmente agregando material extra 5-10%.
  • Códigos de diseño:Al determinar el espesor de la placa y el diseño del tanque, asegúrese de cumplir con los códigos y estándares de diseño pertinentes, como API 650.

Conclusión

La construcción de tanques de almacenamiento de petróleo con placas de acero al carbono implica cálculos precisos para garantizar la eficiencia del material y la integridad estructural. Al determinar con precisión el área de la superficie y considerar los espesores de placa adecuados, puede estimar la cantidad de placas necesarias para construir tanques que cumplan con los estándares de la industria y los requisitos del cliente. Estos cálculos forman la base para una construcción exitosa de tanques, lo que permite una adquisición de materiales y una planificación del proyecto eficientes. Ya sea para un proyecto nuevo o para modernizar tanques existentes, este enfoque garantiza soluciones de almacenamiento de petróleo sólidas y confiables que se alinean con las mejores prácticas de ingeniería. Si tiene un nuevo proyecto de tanque de almacenamiento de GNL, combustible de aviación o petróleo crudo, comuníquese con [email protected] para obtener una cotización óptima de placas de acero.

Recubrimiento 3LPE frente a recubrimiento 3LPP

3LPE vs 3LPP: Comparación completa de recubrimientos para tuberías

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Introducción

Los recubrimientos para tuberías protegen las tuberías de acero de la corrosión y otros factores ambientales. Entre los recubrimientos más utilizados se encuentran Polietileno de 3 capas (3LPE) y Polipropileno de 3 capas (3LPP) Recubrimientos. Ambos recubrimientos ofrecen una protección sólida, pero difieren en términos de aplicación, composición y rendimiento. Este blog proporcionará una comparación detallada entre los recubrimientos 3LPE y 3LPP, centrándose en cinco áreas clave: selección del recubrimiento, composición del recubrimiento, rendimiento del recubrimiento, requisitos de construcción y proceso de construcción.

1. Selección del revestimiento

Recubrimiento 3LPE:
Uso:El 3LPE se utiliza ampliamente en tuberías terrestres y marinas en la industria del petróleo y el gas. Es especialmente adecuado para entornos en los que se requiere una resistencia moderada a la temperatura y una excelente protección mecánica.
Rango de temperatura:El recubrimiento 3LPE se utiliza normalmente para tuberías que funcionan a temperaturas entre -40 °C y 80 80 °C.
Consideración de costos:3LPE es generalmente más rentable que 3LPP, lo que lo convierte en una opción popular para proyectos con limitaciones presupuestarias donde los requisitos de temperatura están dentro del rango que admite.
Recubrimiento 3LPP:
Uso:El 3LPP se utiliza en entornos de alta temperatura, como tuberías en alta mar y tuberías que transportan fluidos calientes. También se utiliza en áreas donde se necesita una protección mecánica superior.
Rango de temperatura:Los recubrimientos 3LPP pueden soportar temperaturas más altas, normalmente entre -20 °C y 140 °C, lo que los hace adecuados para aplicaciones más exigentes.
Consideración de costos:Los recubrimientos 3LPP son más caros debido a su superior resistencia a la temperatura y propiedades mecánicas, pero son necesarios para tuberías que operan en condiciones extremas.
Resumen de la selección:La elección entre 3LPE y 3LPP depende principalmente de la temperatura de funcionamiento de la tubería, las condiciones ambientales y consideraciones presupuestarias. 3LPE es ideal para temperaturas moderadas y proyectos sensibles a los costos, mientras que 3LPP es el preferido para entornos de alta temperatura donde es esencial una protección mecánica mejorada.

2. Composición del revestimiento

Composición del revestimiento 3LPE:
Capa 1: Epoxi adherido por fusión (FBE):La capa más interna proporciona una excelente adhesión al sustrato de acero y es la capa principal de protección contra la corrosión.
Capa 2: Adhesivo de copolímero:Esta capa une la capa de FBE a la capa superior de polietileno, lo que garantiza una fuerte adhesión y una protección adicional contra la corrosión.
Capa 3: Polietileno (PE):La capa exterior proporciona protección mecánica contra daños físicos durante la manipulación, el transporte y la instalación.
Composición del recubrimiento 3LPP:
Capa 1: Epoxi adherido por fusión (FBE):Similar al 3LPE, la capa FBE en 3LPP sirve como capa principal de protección contra la corrosión y de unión.
Capa 2: Adhesivo de copolímero:Esta capa adhesiva une el FBE a la capa superior de polipropileno, garantizando una fuerte adhesión.
Capa 3: Polipropileno (PP):La capa exterior de polipropileno ofrece una protección mecánica superior y una mayor resistencia a la temperatura que el polietileno.
Resumen de la composición:Ambos recubrimientos comparten una estructura similar, con una capa de FBE, un adhesivo de copolímero y una capa protectora exterior. Sin embargo, el material de la capa exterior es diferente (polietileno en el caso de 3LPE y polipropileno en el de 3LPP), lo que genera diferencias en las características de rendimiento.

3. Rendimiento del recubrimiento

Rendimiento del recubrimiento 3LPE:
Resistencia a la temperatura:3LPE funciona bien en entornos de temperatura moderada, pero puede no ser adecuado para temperaturas superiores a 80 °C.
Protección mecánica:La capa exterior de polietileno proporciona una excelente resistencia a los daños físicos, lo que la hace adecuada para tuberías terrestres y marinas.
Resistencia a la corrosión:La combinación de capas de FBE y PE ofrece una protección robusta contra la corrosión, especialmente en entornos húmedos o mojados.
Resistencia química:3LPE ofrece buena resistencia a los productos químicos, pero es menos eficaz en entornos con exposición a productos químicos agresivos en comparación con 3LPP.
Rendimiento del recubrimiento 3LPP:
Resistencia a la temperatura:3LPP está diseñado para soportar temperaturas de hasta 140 °C, lo que lo hace ideal para tuberías que transportan fluidos calientes o en entornos de alta temperatura.
Protección mecánica:La capa de polipropileno proporciona una protección mecánica superior, especialmente en tuberías marinas en aguas profundas con mayores presiones externas y estrés físico.
Resistencia a la corrosión:3LPP ofrece una excelente protección contra la corrosión, similar a 3LPE, pero funciona mejor en entornos de mayor temperatura.
Resistencia química:3LPP tiene una resistencia química superior, lo que lo hace más adecuado para entornos con productos químicos agresivos o hidrocarburos.
Resumen de rendimiento:El 3LPP supera al 3LPE en entornos de alta temperatura y ofrece una mejor resistencia mecánica y química. Sin embargo, el 3LPE sigue siendo muy eficaz para temperaturas moderadas y entornos menos agresivos.

4. Requisitos de construcción

Requisitos de construcción 3LPE:
Preparación de la superficie:La preparación adecuada de la superficie es fundamental para la eficacia del recubrimiento 3LPE. La superficie de acero debe limpiarse y rasparse para lograr la adherencia necesaria para la capa FBE.
Condiciones de aplicación:El recubrimiento 3LPE debe aplicarse en un entorno controlado para garantizar la adhesión adecuada de cada capa.
Especificaciones de espesor:El espesor de cada capa es fundamental, y el espesor total suele oscilar entre 1,8 mm y 3,0 mm, dependiendo del uso previsto de la tubería.
Requisitos de construcción 3LPP:
Preparación de la superficie:Al igual que con el 3LPE, la preparación de la superficie es fundamental. El acero debe limpiarse para eliminar los contaminantes y rasparse para garantizar la adhesión adecuada de la capa de FBE.
Condiciones de aplicación:El proceso de aplicación de 3LPP es similar al de 3LPE, pero a menudo requiere un control más preciso debido a la mayor resistencia a la temperatura del recubrimiento.
Especificaciones de espesor:Los recubrimientos 3LPP suelen ser más gruesos que los 3LPE, con un espesor total que varía entre 2,0 mm y 4,0 mm, dependiendo de la aplicación específica.
Resumen de los requisitos de construcción:Los recubrimientos 3LPE y 3LPP requieren una preparación meticulosa de la superficie y entornos de aplicación controlados. Sin embargo, los recubrimientos 3LPP generalmente requieren aplicaciones más gruesas para mejorar sus cualidades protectoras.

5. Proceso de construcción

Proceso de construcción 3LPE:
Limpieza de superficies:La tubería de acero se limpia utilizando métodos como el chorro abrasivo para eliminar el óxido, las incrustaciones y otros contaminantes.
Solicitud de FBE:La tubería limpia se precalienta y la capa de FBE se aplica electrostáticamente, proporcionando una unión sólida al acero.
Aplicación de la capa adhesiva:Se aplica un adhesivo de copolímero sobre la capa de FBE, uniendo el FBE a la capa exterior de polietileno.
Aplicación de la capa de PE:La capa de polietileno se extruye sobre la tubería, proporcionando protección mecánica y resistencia adicional a la corrosión.
Enfriamiento e inspección:La tubería revestida se enfría, se inspecciona para detectar defectos y se prepara para el transporte.
Proceso de construcción 3LPP:
Limpieza de superficies:De manera similar al 3LPE, la tubería de acero se limpia a fondo para garantizar la adhesión adecuada de las capas de revestimiento.
Solicitud de FBE:La capa de FBE se aplica a la tubería precalentada y sirve como capa primaria de protección contra la corrosión.
Aplicación de la capa adhesiva:Se aplica un adhesivo de copolímero sobre la capa de FBE, lo que garantiza una unión sólida con la capa superior de polipropileno.
Aplicación de la capa PP:La capa de polipropileno se aplica mediante extrusión, proporcionando una resistencia mecánica y a la temperatura superior.
Enfriamiento e inspección:Se enfría la tubería, se inspecciona para detectar defectos y se prepara para su implementación.
Resumen del proceso de construcción:Los procesos de construcción de 3LPE y 3LPP son similares, y se utilizan materiales diferentes para la capa protectora exterior. Ambos métodos requieren un control cuidadoso de la temperatura, la limpieza y el espesor de la capa para garantizar un rendimiento óptimo.

Conclusión

La elección entre los recubrimientos 3LPE y 3LPP depende de varios factores, incluida la temperatura de funcionamiento, las condiciones ambientales, la tensión mecánica y el presupuesto.
3LPE Es ideal para tuberías que operan a temperaturas moderadas y donde el costo es un factor importante. Proporciona una excelente resistencia a la corrosión y protección mecánica para la mayoría de las aplicaciones en tierra y en alta mar.
3LPPPor otro lado, el acero inoxidable es la opción preferida para entornos de alta temperatura y aplicaciones que requieren una protección mecánica superior. Su mayor costo se justifica por su mejor desempeño en condiciones exigentes.

Comprender los requisitos específicos de su proyecto de tuberías es fundamental para seleccionar el revestimiento adecuado. Tanto 3LPE como 3LPP tienen sus puntos fuertes y aplicaciones, y la elección correcta garantizará la protección y durabilidad a largo plazo de su infraestructura de tuberías.

Explorando el papel vital de las tuberías de acero en la exploración de petróleo y gas

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Introducción

Las tuberías de acero son fundamentales en la industria del petróleo y el gas, ya que ofrecen una durabilidad y una fiabilidad inigualables en condiciones extremas. Estas tuberías, esenciales para la exploración y el transporte, soportan altas presiones, entornos corrosivos y temperaturas extremas. En esta página se analizan las funciones fundamentales de las tuberías de acero en la exploración de petróleo y gas, y se detalla su importancia en la perforación, la infraestructura y la seguridad. Descubra cómo la selección de tuberías de acero adecuadas puede mejorar la eficiencia operativa y reducir los costes en esta exigente industria.

I. Conocimientos básicos sobre tuberías de acero para la industria del petróleo y el gas

1. Explicación de la terminología

API: Abreviación de Instituto Americano de Petróleo.
OCTG: Abreviación de Productos tubulares para campos petroleros, incluidos tubos de revestimiento de aceite, tubos de aceite, tubos de perforación, collares de perforación, brocas, varillas de bombeo, juntas de cachorro, etc.
Tubería de aceite: Los tubos se utilizan en pozos de petróleo para extracción, extracción de gas, inyección de agua y fracturación ácida.
Caja: Tubo bajado desde la superficie del suelo hasta un pozo perforado, a modo de revestimiento para evitar el derrumbe de la pared.
Tubería de perforación: Tubería utilizada para perforar pozos.
Tuberia: Tubería utilizada para transportar petróleo o gas.
Acoplamientos: Cilindros utilizados para conectar dos tubos roscados con roscas internas.
Material de acoplamiento: Tubería utilizada para la fabricación de acoplamientos.
Hilos API: Roscas de tuberías especificadas por la norma API 5B, incluidas roscas redondas para tuberías de petróleo, roscas redondas cortas de carcasa, roscas redondas largas de carcasa, roscas trapezoidales parciales de carcasa, roscas para tuberías de línea, etc.
Conexión Premium: Roscas no API con propiedades de sellado únicas, propiedades de conexión y otras propiedades.
Fallos: deformación, fractura, daño superficial y pérdida de la función original bajo condiciones de servicio específicas.
Formas primarias de fracaso: aplastamiento, deslizamiento, rotura, fuga, corrosión, adherencia, desgaste, etc.

2. Normas relacionadas con el petróleo

Especificación API 5B, 17.ª edición – Especificación para roscado, calibrado e inspección de roscas de carcasas, tuberías y tuberías
Especificación API 5L, 46.a edición – Especificación para tubería de conducción
Especificación API 5CT, 11.ª edición – Especificaciones para revestimiento y tubería
Especificación API 5DP, séptima edición – Especificación para tubería de perforación
Especificación API 7-1, 2.ª edición – Especificación para elementos de vástago de taladro giratorio
Especificación API 7-2, segunda edición – Especificación para roscado y calibrado de conexiones roscadas con resalte giratorio
Especificación API 11B, 24.ª edición – Especificaciones para varillas de bombeo, varillas y revestimientos pulidos, acoplamientos, barras de plomo, abrazaderas para varillas pulidas, prensaestopas y tes de bombeo
ISO 3183:2019 – Industrias del petróleo y del gas natural — Tuberías de acero para sistemas de transporte por tuberías
ISO 11960:2020 – Industrias del petróleo y del gas natural — Tuberías de acero para uso como revestimiento o tubería para pozos
NACE MR0175/ISO 15156:2020 – Industrias del petróleo y del gas natural: materiales para uso en entornos que contienen H2S en la producción de petróleo y gas

II. Tubería de aceite

1. Clasificación de los tubos de petróleo

Los tubos para petróleo se dividen en tubos para petróleo sin recalcado (NU), tubos para petróleo con recalcado externo (EU) y tubos para petróleo con junta integral (IJ). Los tubos para petróleo NU significan que el extremo del tubo tiene un espesor promedio, gira directamente la rosca y trae los acoplamientos. Los tubos con recalcado implican que los extremos de ambos tubos están recalcados externamente, luego roscados y acoplados. Los tubos con junta integral significan que un extremo del tubo está recalcado con roscas externas y el otro está recalcado con roscas internas conectadas directamente sin acoplamientos.

2. Función de los tubos de aceite

① Extracción de petróleo y gas: después de perforar y cementar los pozos de petróleo y gas, la tubería se coloca en la carcasa de petróleo para extraer petróleo y gas al suelo.
② Inyección de agua: cuando la presión del fondo del pozo sea insuficiente, inyecte agua en el pozo a través de la tubería.
③ Inyección de vapor: En la recuperación en caliente de petróleo espeso, el vapor se introduce en el pozo con una tubería de petróleo aislada.
④ Acidificación y fracturación: En la última etapa de la perforación del pozo o para mejorar la producción de pozos de petróleo y gas, es necesario introducir un medio de acidificación y fracturación o material de curado en la capa de petróleo y gas, y el medio y el material de curado se transportan a través de la tubería de petróleo.

3. Grado de acero de los tubos de aceite

Los grados de acero de los tubos de aceite son H40, J55, N80, L80, C90, T95, P110.
N80 se divide en N80-1 y N80Q, los dos tienen las mismas propiedades de tracción; las dos diferencias son el estado de entrega y las diferencias de rendimiento de impacto, N80-1 se entrega por estado normalizado o cuando la temperatura de laminación final es mayor que la temperatura crítica Ar3 y la reducción de tensión después del enfriamiento por aire y se puede usar para encontrar el laminado en caliente en lugar de normalizado, no se requieren pruebas de impacto ni no destructivas; N80Q debe templarse (templado y revenido) El tratamiento térmico, la función de impacto debe estar en línea con las disposiciones de API 5CT y debe ser una prueba no destructiva.
El L80 se divide en L80-1, L80-9Cr y L80-13Cr. Sus propiedades mecánicas y estado de entrega son los mismos. Diferencias en el uso, dificultad de producción y precio: L80-1 es para el tipo general, L80-9Cr y L80-13Cr son tubos de alta resistencia a la corrosión, dificultad de producción y son costosos y generalmente se utilizan en pozos de corrosión pesada.
C90 y T95 se dividen en 1 y 2 tipos, a saber, C90-1, C90-2 y T95-1, T95-2.

4. Grado de acero de uso común de los tubos de aceite, nombre del acero y estado de entrega

J55 (37Mn5) Tubería de aceite NU: Laminada en caliente en lugar de normalizada
Tubería de aceite EU J55 (37Mn5): longitud completa normalizada después de recalcar
Tubería de aceite NU N80-1 (36Mn2V): laminada en caliente en lugar de normalizada
Tubería de aceite EU N80-1 (36Mn2V): longitud completa normalizada después de recalcar
Tubería de aceite N80-Q (30Mn5): 30Mn5, templado de longitud completa
Tubería de aceite L80-1 (30Mn5): 30Mn5, templado de longitud completa
Tubo de aceite P110 (25CrMnMo): 25CrMnMo, templado de longitud completa
J55 (37Mn5) Acoplamiento: Laminado en caliente en línea Normalizado
Acoplamiento N80 (28MnTiB): templado de longitud completa
Acoplamiento L80-1 (28MnTiB): templado de longitud completa
Acoplamiento P110 (25CrMnMo): Templado de longitud completa

III. Tubería de revestimiento

1. Clasificación y función de la carcasa

La carcasa es la tubería de acero que sostiene la pared de los pozos de petróleo y gas. En cada pozo se utilizan varias capas de revestimiento según las diferentes profundidades de perforación y condiciones geológicas. El cemento se utiliza para cementar la carcasa después de su descenso al pozo y, a diferencia de las tuberías de petróleo y de perforación, no se puede reutilizar y pertenece a los materiales consumibles desechables. Por lo tanto, el consumo de revestimiento representa más del 70 por ciento de todas las tuberías de pozos petroleros. La carcasa se puede dividir en carcasa conductora, carcasa intermedia, carcasa de producción y carcasa de revestimiento según su uso, y sus estructuras en pozos petroleros se muestran en la Figura 1.

①Carcasa del conductor: Por lo general, utilizando grados API K55, J55 o H40, la carcasa del conductor estabiliza la boca del pozo y aísla los acuíferos poco profundos con diámetros comúnmente de alrededor de 20 o 16 pulgadas.

②Carcasa intermedia: El revestimiento intermedio, a menudo fabricado con grados API K55, N80, L80 o P110, se utiliza para aislar formaciones inestables y zonas de presión variables, con diámetros típicos de 13 3/8 pulgadas, 11 3/4 pulgadas o 9 5/8 pulgadas. .

③Carcasa de producción: Construida con acero de alta calidad, como los grados API J55, N80, L80, P110 o Q125, la carcasa de producción está diseñada para soportar presiones de producción, comúnmente con diámetros de 9 5/8 pulgadas, 7 pulgadas o 5 1/2 pulgadas.

④Carcasa del revestimiento: Los revestimientos extienden el pozo hacia el yacimiento utilizando materiales como grados API L80, N80 o P110, con diámetros típicos de 7 pulgadas, 5 pulgadas o 4 1/2 pulgadas.

⑤Tubo: La tubería transporta hidrocarburos a la superficie, utilizando grados API J55, L80 o P110, y está disponible en diámetros de 4 1/2 pulgadas, 3 1/2 pulgadas o 2 7/8 pulgadas.

IV. Tubería de perforación

1. Clasificación y Función de Tuberías para Herramientas de Perforación

El tubo de perforación cuadrado, el tubo de perforación, el tubo de perforación con peso y el collar de perforación en las herramientas de perforación forman el tubo de perforación. El tubo de perforación es la herramienta de perforación de núcleo que impulsa la broca desde el suelo hasta el fondo del pozo, y también es un canal desde el suelo hasta el fondo del pozo. Tiene tres funciones principales:

① Para transmitir torque para impulsar la broca a perforar;

② Apoyar su peso en la broca para romper la presión de la roca en el fondo del pozo;

③ Para transportar el fluido de lavado, es decir, el lodo de perforación a través del suelo a través de las bombas de lodo de alta presión, la columna de perforación en el pozo fluye hacia el fondo del pozo para eliminar los escombros de roca, enfriar la broca y transportar los escombros de roca. a través de la superficie exterior de la columna y la pared del pozo entre el anillo para regresar al suelo, para lograr el propósito de perforar el pozo.

La tubería de perforación se utiliza en el proceso de perforación para soportar una variedad de cargas alternas complejas, como tensión, compresión, torsión, flexión y otras tensiones. La superficie interior también está sujeta a la erosión y corrosión del lodo a alta presión.
(1) Tubo de perforación cuadrado: Los tubos de perforación cuadrados son de dos tipos: cuadriláteros y hexagonales. En los tubos de perforación de petróleo de China, cada conjunto de columnas de perforación suele utilizar un tubo de perforación de tipo cuadrilátero. Sus especificaciones son 63,5 mm (2-1/2 pulgadas), 88,9 mm (3-1/2 pulgadas), 107,95 mm (4-1/4 pulgadas), 133,35 mm (5-1/4 pulgadas), 152,4 mm (6 pulgadas), etc. La longitud utilizada suele ser de 1214,5 m.
(2) Tubería de perforación: La tubería de perforación es la herramienta principal para perforar pozos, conectada al extremo inferior de la tubería de perforación cuadrada y, a medida que el pozo de perforación continúa profundizándose, la tubería de perforación sigue alargando la columna de perforación una tras otra. Las especificaciones de la tubería de perforación son: 60,3 mm (2-3/8 pulgadas), 73,03 mm (2-7/8 pulgadas), 88,9 mm (3-1/2 pulgadas), 114,3 mm (4-1/2 pulgadas), 127 mm (5 pulgadas), 139,7 mm (5-1/2 pulgadas) y así sucesivamente.
(3) Tubería de perforación de servicio pesado: Una tubería de perforación ponderada es una herramienta de transición que conecta la tubería de perforación y el collar de perforación, lo que puede mejorar la condición de fuerza de la tubería de perforación y aumentar la presión sobre la broca. Las principales especificaciones de la tubería de perforación ponderada son 88,9 mm (3-1/2 pulgadas) y 127 mm (5 pulgadas).
(4) Collar de perforación: El collar de perforación está conectado a la parte inferior de la tubería de perforación, que es una tubería especial de paredes gruesas con alta rigidez. Ejerce presión sobre la broca para romper la roca y cumple una función de guía al perforar un pozo recto. Las especificaciones comunes de los collares de perforación son 158,75 mm (6-1/4 pulgadas), 177,85 mm (7 pulgadas), 203,2 mm (8 pulgadas), 228,6 mm (9 pulgadas), etc.

V. Tubería de conducción

1. Clasificación de tuberías

La tubería de línea se utiliza en la industria del petróleo y el gas para transmitir petróleo, petróleo refinado, gas natural y tuberías de agua con la abreviatura de tubería de acero. El transporte de petróleo y gas por tuberías se divide en tuberías principales, secundarias y de red de tuberías urbanas. Tres tipos de transmisión de tuberías principales tienen las especificaciones habituales de ∅406 ~ 1219 mm, un espesor de pared de 10 ~ 25 mm, grado de acero X42 ~ X80; las tuberías de ramal y las tuberías de red de tuberías urbanas suelen tener especificaciones de ∅114 ~ 700 mm, el espesor de pared de 6 ~ 20 mm, el grado de acero para el X42 ~ X80. El grado de acero es X42～X80. La tubería de línea está disponible en tipos soldados y sin costura. La tubería de línea soldada se utiliza más que la tubería de línea sin costura.

2. Estándar de tubería

API Spec 5L: especificación para tuberías de conducción
ISO 3183 – Industrias del petróleo y del gas natural – Tuberías de acero para sistemas de transporte por tuberías

3. PSL1 y PSL2

PSL es la abreviatura de nivel de especificación del productoEl nivel de especificación del producto de tubería de línea se divide en PSL 1 y PSL 2, y el nivel de calidad se divide en PSL 1 y PSL 2. PSL 2 es más alto que PSL 1; los dos niveles de especificación no solo tienen diferentes requisitos de prueba, sino que la composición química y los requisitos de propiedades mecánicas son diferentes, por lo que de acuerdo con la orden API 5L, los términos del contrato, además de especificar las especificaciones, el grado de acero y otros indicadores comunes, pero también debe indicar el nivel de especificación del producto, es decir, PSL 1 o PSL 2. PSL 2 en la composición química, propiedades de tracción, potencia de impacto, pruebas no destructivas y otros indicadores son más estrictos que PSL 1.

4. Grado de acero de tuberías, composición química y propiedades mecánicas

Los grados de acero para tuberías de menor a mayor se dividen en A25, A, B, X42, X46, X52, X60, X65, X70 y X80. Para conocer la composición química y las propiedades mecánicas detalladas, consulte el libro de especificaciones API 5L, 46.ª edición.

5. Requisitos de prueba hidrostática y examen no destructivo de tuberías de conducción

Las tuberías de conducción deben someterse a pruebas hidráulicas rama por rama, y la norma no permite la generación no destructiva de presión hidráulica, lo que también es una gran diferencia entre la norma API y nuestras normas. La norma PSL 1 no exige pruebas no destructivas; la norma PSL 2 debe ser una prueba no destructiva rama por rama.

VI. Conexiones Premium

1. Introducción de conexiones premium

La conexión Premium es una rosca de tubería con una estructura única que es diferente de la rosca API. Aunque la carcasa de petróleo roscada API existente se usa ampliamente en la explotación de pozos petrolíferos, sus deficiencias se muestran claramente en el entorno único de algunos campos petrolíferos: la columna de tubería roscada redonda API, aunque su rendimiento de sellado es mejor, la fuerza de tracción soportada por la parte roscada solo es equivalente a 60% a 80% de la resistencia del cuerpo de la tubería, y por lo tanto no se puede usar en la explotación de pozos profundos; la columna de tubería roscada trapezoidal sesgada API, aunque su rendimiento de tracción es mucho mayor que el de la conexión roscada redonda API, su rendimiento de sellado no es tan bueno. Aunque el rendimiento de tracción de la columna es mucho mayor que el de la conexión de rosca redonda API, su rendimiento de sellado no es muy bueno, por lo que no se puede usar en la explotación de pozos de gas de alta presión; Además, la grasa roscada solo puede desempeñar su función en entornos con temperaturas inferiores a 95 ℃, por lo que no se puede utilizar en la explotación de pozos de alta temperatura.

En comparación con la conexión de rosca redonda API y la conexión de rosca trapezoidal parcial, la conexión premium ha logrado grandes avances en los siguientes aspectos:

(1) Un buen sellado, a través de la elasticidad y el diseño de la estructura de sellado metálico, hace que el sellado de gas de la junta sea resistente a alcanzar el límite del cuerpo del tubo dentro de la presión de fluencia;

(2) Alta resistencia de la conexión, que se conecta con una conexión de hebilla especial de la carcasa de aceite, su resistencia de conexión alcanza o excede la resistencia del cuerpo del tubo, para resolver fundamentalmente el problema del deslizamiento;

(3) Mediante la mejora del proceso de selección de materiales y tratamiento de superficies, básicamente se resolvió el problema de la hebilla pegada al hilo;

(4) Mediante la optimización de la estructura, de modo que la distribución de tensiones en las juntas sea más razonable y más propicia para la resistencia a la corrosión por tensiones;

(5) A través de la estructura del hombro del diseño razonable, de modo que el funcionamiento de la hebilla en la operación sea más accesible.

La industria del petróleo y el gas cuenta con más de 100 conexiones premium patentadas, que representan avances significativos en la tecnología de tuberías. Estos diseños de roscas especializados ofrecen capacidades de sellado superiores, mayor fuerza de conexión y mayor resistencia a las tensiones ambientales. Al abordar desafíos como altas presiones, entornos corrosivos y temperaturas extremas, estas innovaciones garantizan una excelente confiabilidad y eficiencia en operaciones saludables para el petróleo en todo el mundo. La investigación y el desarrollo continuos en conexiones premium subrayan su papel fundamental en el apoyo a prácticas de perforación más seguras y productivas, lo que refleja un compromiso continuo con la excelencia tecnológica en el sector energético.

Conexión VAM®: Conocidas por su sólido rendimiento en entornos desafiantes, las conexiones VAM® cuentan con tecnología avanzada de sellado de metal a metal y capacidades de alto torque, lo que garantiza operaciones confiables en pozos profundos y yacimientos de alta presión.

Serie de cuñas TenarisHydril: Esta serie ofrece una gama de conexiones como Blue®, Dopeless® y Wedge 521®, conocidas por su excepcional sellado hermético y resistencia a las fuerzas de compresión y tensión, lo que mejora la seguridad y eficiencia operativa.

TSH® Azul: Diseñadas por Tenaris, las conexiones TSH® Blue utilizan un diseño patentado de doble hombro y un perfil de rosca de alto rendimiento, lo que proporciona una excelente resistencia a la fatiga y facilidad de conexión en aplicaciones de perforación críticas.

Conexión Grant Prideco™ XT®: Diseñadas por NOV, las conexiones XT® incorporan un sello de metal a metal único y una forma de rosca robusta, lo que garantiza una capacidad de torsión superior y resistencia al desgaste, extendiendo así la vida útil operativa de la conexión.

Conexión Hunting Seal-Lock®: Con un sello de metal a metal y un perfil de rosca único, la conexión Seal-Lock® de Hunting es reconocida por su resistencia a la presión superior y confiabilidad en operaciones de perforación tanto en tierra como en alta mar.

Conclusión

En conclusión, la intrincada red de tuberías de acero crucial para la industria del petróleo y el gas abarca una amplia gama de equipos especializados diseñados para soportar entornos rigurosos y demandas operativas complejas. Desde las tuberías de revestimiento fundamentales que sostienen y protegen las paredes sanas hasta las tuberías versátiles que se utilizan en los procesos de extracción e inyección, cada tipo de tubería cumple una función distinta en la exploración, producción y transporte de hidrocarburos. Las normas como las especificaciones API garantizan la uniformidad y la calidad en estas tuberías, mientras que las innovaciones como las conexiones premium mejoran el rendimiento en condiciones difíciles. A medida que la tecnología evoluciona, estos componentes críticos avanzan, impulsando la eficiencia y la confiabilidad en las operaciones energéticas globales. Comprender estas tuberías y sus especificaciones subraya su papel indispensable en la infraestructura del sector energético moderno.

Carcasa y tubos Super 13Cr SMSS 13Cr

SMSS 13Cr y DSS 22Cr en entorno H₂S/CO₂-aceite-agua

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Introducción

El comportamiento de la corrosión del acero inoxidable supermartensítico (SMSS) 13Cr y el acero inoxidable dúplex (DSS) 22Cr en un entorno H₂S/CO₂-aceite-agua son de gran interés, especialmente en la industria del petróleo y el gas, donde estos materiales a menudo están expuestos a condiciones tan duras. A continuación se ofrece una descripción general de cómo se comporta cada material en estas condiciones:

1. Acero inoxidable súper martensítico (SMSS) 13Cr:

Composición: SMSS 13Cr normalmente contiene alrededor de 12-14% cromo, con pequeñas cantidades de níquel y molibdeno. El alto contenido de cromo le confiere una buena resistencia a la corrosión, mientras que la estructura martensítica le proporciona una gran resistencia.
Comportamiento de corrosión:
Corrosión por CO₂: El SMSS 13Cr muestra una resistencia moderada a la corrosión por CO₂, principalmente debido a la formación de una capa protectora de óxido de cromo. Sin embargo, en presencia de CO₂, la corrosión localizada, como la corrosión por picaduras y por grietas, es peligrosa.
Corrosión H₂S: El H₂S aumenta el riesgo de agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC) y fragilización por hidrógeno. El SMSS 13Cr es algo resistente, pero no inmune a estas formas de corrosión, especialmente a temperaturas y presiones más altas.
Entorno Petróleo-Agua: En ocasiones, el aceite puede proporcionar una barrera protectora que reduce la exposición de la superficie del metal a los agentes corrosivos. Sin embargo, el agua, en particular la salmuera, puede ser muy corrosiva. El equilibrio entre las fases de aceite y agua puede influir significativamente en la velocidad de corrosión general.
Problemas comunes:
Cracking por tensión de sulfuro (SSC): La estructura martensítica, aunque fuerte, es susceptible a SSC en presencia de H₂S.
Corrosión por picaduras y grietas: Estas son preocupaciones importantes, especialmente en entornos con cloruros y CO₂.

2. Acero inoxidable dúplex (DSS) 22Cr:

Composición: El DSS 22Cr contiene aproximadamente 22% de cromo, 5% de níquel, 3% de molibdeno y una microestructura de ferrita-austenita equilibrada. Esto le otorga al DSS una excelente resistencia a la corrosión y una alta resistencia.
Comportamiento de corrosión:
Corrosión por CO₂: El DSS 22Cr es más resistente a la corrosión por CO₂ que el SMSS 13Cr. El alto contenido de cromo y la presencia de molibdeno ayudan a formar una capa de óxido estable y protectora que resiste la corrosión.
Corrosión H₂S: DSS 22Cr es altamente resistente a la corrosión inducida por H₂S, incluido el SSC y la fragilización por hidrógeno. La microestructura equilibrada y la composición de la aleación ayudan a mitigar estos riesgos.
Entorno Petróleo-Agua: El DSS 22Cr tiene un buen rendimiento en entornos mixtos de aceite y agua, y resiste la corrosión general y localizada. La presencia de aceite puede mejorar la resistencia a la corrosión al formar una película protectora, pero esto es menos crítico para el DSS 22Cr debido a su resistencia inherente a la corrosión.
Problemas comunes:
Fisuración por corrosión bajo tensión (SCC): Si bien es más resistente que el SMSS 13Cr, el DSS 22Cr aún puede ser susceptible al SCC en determinadas condiciones, como altas concentraciones de cloruro a temperaturas elevadas.
Corrosión localizada: El DSS 22Cr es generalmente muy resistente a la corrosión por picaduras y grietas, pero estas aún pueden ocurrir en condiciones extremas.

Resumen comparativo:

Resistencia a la corrosión: El DSS 22Cr generalmente ofrece una resistencia a la corrosión superior en comparación con el SMSS 13Cr, especialmente en entornos con H₂S y CO₂.
Fuerza y Dureza: El SMSS 13Cr es más robusto pero susceptible a problemas de corrosión como SSC y picaduras.
Idoneidad de la aplicación: El DSS 22Cr suele preferirse en entornos con mayores riesgos de corrosión, como aquellos con altos niveles de H₂S y CO₂, mientras que el SMSS 13Cr podría seleccionarse para aplicaciones que requieren mayor resistencia con riesgos de corrosión moderados.

Conclusión:

Al seleccionar entre SMSS 13Cr y DSS 22Cr para su uso en ambientes de H₂S/CO₂-aceite-agua, DSS 22Cr suele ser la mejor opción para resistir la corrosión, particularmente en ambientes más agresivos. Sin embargo, la decisión final debe considerar las condiciones específicas, incluida la temperatura, la presión y las concentraciones relativas de H₂S y CO₂.

Placas y procesos superficiales para la construcción de tanques de almacenamiento de petróleo.

Construcción de tanques de almacenamiento de petróleo: selección de placas y procesos

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Introducción

La construcción de tanques de almacenamiento de petróleo es fundamental para la industria del petróleo y el gas. Estos tanques deben diseñarse y construirse con precisión para garantizar la seguridad, la durabilidad y la eficiencia en el almacenamiento de productos derivados del petróleo. Uno de los componentes más críticos de estos tanques es la selección y el procesamiento de las placas que se utilizan en su construcción. Este blog ofrece una descripción detallada de los criterios de selección de placas, los procesos de fabricación y las consideraciones para la construcción de tanques de almacenamiento de petróleo.

Importancia de la selección de placas

Las placas son el componente estructural principal de los tanques de almacenamiento de petróleo. La selección de las placas adecuadas es crucial por varios motivos:
Seguridad:El material de placa adecuado garantiza que el tanque pueda soportar la presión interna del producto almacenado, las condiciones ambientales y las posibles reacciones químicas.
Durabilidad:Los materiales de alta calidad mejoran la longevidad del tanque, reduciendo los costos de mantenimiento y el tiempo de inactividad.
Cumplimiento: El cumplimiento de los estándares y regulaciones de la industria es esencial para el funcionamiento legal y la protección del medio ambiente.
Eficiencia de costo: Elegir los materiales y métodos de procesamiento correctos puede reducir significativamente los costos operativos y de construcción.

Tipos de tanques de almacenamiento de petróleo

Antes de sumergirnos en la selección de placas, es esencial comprender los diferentes tipos de tanques de almacenamiento de petróleo, ya que cada tipo tiene requisitos específicos:
Tanques de techo fijo Son el tipo más común de tanque de almacenamiento utilizado para petróleo y productos derivados del petróleo. Son adecuados para líquidos con baja presión de vapor.
Tanques de techo flotante: Estos tanques tienen un techo que flota sobre la superficie del líquido almacenado, reduciendo las pérdidas por evaporación y el riesgo de explosión.
Tanques de balas:Estos tanques cilíndricos almacenan gases licuados y líquidos volátiles.
Tanques esféricos: Se utiliza para almacenar líquidos y gases a alta presión, proporcionando una distribución equitativa de la tensión.

Criterios de selección de placas

1. Composición del material
Acero carbono: Ampliamente utilizado debido a su resistencia, asequibilidad y disponibilidad. Adecuado para la mayoría de los aceites y productos derivados del petróleo.
Acero inoxidable: Preferido para almacenar productos corrosivos o de alta temperatura debido a su resistencia a la corrosión.
Aluminio: Ligero y resistente a la corrosión, ideal para componentes de techos flotantes y tanques en ambientes corrosivos.
Materiales compuestos: Se utiliza ocasionalmente para aplicaciones específicas que requieren alta resistencia a la corrosión y peso ligero.
2. Grosor y tamaño
Espesor:Esto se determina según la presión de diseño, el diámetro y la altura del tanque. Generalmente varía entre 5 mm y 30 mm.
Tamaño: Las placas deben ser lo suficientemente grandes para minimizar las costuras de soldadura pero manejables para su manipulación y transporte.
3. Propiedades mecánicas
Resistencia a la tracción: Garantiza que el tanque pueda soportar la presión interna y las fuerzas externas.
Ductilidad: Permite la deformación sin fracturarse, acomodando cambios de presión y temperatura.
Resistencia al impacto: Importante para resistir fuerzas repentinas, especialmente en ambientes más fríos.
4. Factores ambientales
Variaciones de temperatura: Consideración del comportamiento del material en temperaturas extremas.
Ambiente corrosivo: Selección de materiales resistentes a la corrosión ambiental, especialmente para instalaciones marinas o costeras.

Estándares y grados de materiales

Cumplir con estándares y grados reconocidos es crucial al seleccionar materiales para tanques de almacenamiento de petróleo, ya que esto garantiza la calidad, el rendimiento y el cumplimiento de las regulaciones de la industria.

Acero carbono

Estándares: ASTM A36, ASTM A283, JIS G3101
Los grados:
ASTM A36: Grado de acero estructural común utilizado para la construcción de tanques debido a su buena soldabilidad y maquinabilidad.
ASTM A283 Grado C:Ofrece buena resistencia y flexibilidad para aplicaciones de tensión moderada.
JIS G3101 SS400: Estándar japonés para acero al carbono utilizado con fines estructurales generales, conocido por sus buenas propiedades mecánicas y soldabilidad.

Acero inoxidable

Estándares: ASTM A240
Los grados:
304/304L:Ofrece buena resistencia a la corrosión y se utiliza para almacenar productos ligeramente corrosivos en tanques.
Debido al molibdeno añadido, 316/316L Proporciona una resistencia superior a la corrosión, especialmente en entornos marinos.
904L (UNS N08904): Conocido por su alta resistencia a la corrosión, particularmente contra cloruros y ácido sulfúrico.
Acero inoxidable dúplex 2205 (UNS S32205): Combina alta resistencia con excelente resistencia a la corrosión, adecuado para entornos hostiles.

Aluminio

Estándares: ASTM B209
Los grados:
5083:Conocido por su alta resistencia y excelente resistencia a la corrosión, es ideal para tanques en ambientes marinos.
6061: Ofrece buenas propiedades mecánicas y soldabilidad, adecuado para componentes estructurales.

Materiales compuestos

Estándares: ASME RTP-1
Aplicaciones: Utilizado en aplicaciones especializadas que requieren resistencia al ataque químico y ahorro de peso.

Tipos de revestimientos y revestimientos

Los revestimientos y recubrimientos protegen los tanques de almacenamiento de petróleo contra la corrosión y los daños ambientales. La elección del revestimiento y el recubrimiento depende de la ubicación del tanque, su contenido y las condiciones ecológicas.

Recubrimientos externos

Recubrimientos epoxi:
Propiedades: Ofrecen excelente adherencia y resistencia a la corrosión. Adecuado para ambientes hostiles.
Aplicaciones: Se utiliza en el exterior de tanques para proteger contra la intemperie y la exposición a productos químicos.
Marcas recomendadas:
Hempel:Epoxídico Hempel 35540
AkzoNobel: Intersello 670HS
Jotún: Jotamastic 90
3M: Revestimiento epoxi Scotchkote 162PWX
DFT recomendado (espesor de película seca): 200-300 micras
Recubrimientos de poliuretano:
Propiedades: Proporcionan excelente resistencia a los rayos UV y flexibilidad.
Aplicaciones: Ideal para tanques expuestos a la luz solar y a condiciones climáticas variables.
Marcas recomendadas:
Hempel:Esmalte de poliuretano Hempel 55300
AkzoNobel: Intertano 990
Jotún: XP con techo rígido
DFT recomendado: 50-100 micras
Imprimaciones ricas en zinc:
Propiedades: Proporciona protección catódica a las superficies de acero.
Aplicaciones: Se utiliza como capa base para evitar la oxidación.
Marcas recomendadas:
Hempel: Hempadur Zinc 17360
AkzoNobel: Interzinc 52
Jotún: Barrera 77
DFT recomendado: 120-150 micras

Revestimientos internos

Revestimientos epoxi fenólicos:
Propiedades: Excelente resistencia química a productos derivados del petróleo y solventes.
Aplicaciones: Se utiliza en el interior de tanques que almacenan petróleo crudo y productos refinados.
Marcas recomendadas:
Hempel: Fenólico Hempel 35610
AkzoNobel: Interlínea 984
Jotún: Almacenamiento Tankguard
DFT recomendado: 400-600 micras
Recubrimientos de escamas de vidrio:
Propiedades: Alta resistencia química y a la abrasión.
Aplicaciones: Adecuado para almacenamiento de productos químicos agresivos y fondos de tanques.
Marcas recomendadas:
Hempel: Copos de vidrio de Hempel 35620
AkzoNobel: Interzona 954
Jotún: Baltoflake
DFT recomendado: 500-800 micras
Revestimientos de goma:
Propiedades: Proporciona flexibilidad y resistencia a productos químicos.
Aplicaciones: Se utiliza para el almacenamiento de sustancias corrosivas como ácidos.
Marcas recomendadas:
3M: Scotchkote Poly-Tech 665
DFT recomendado: 2-5mm

Consideraciones de selección

Compatibilidad del producto: Asegúrese de que el revestimiento o revestimiento sea compatible con el producto almacenado para evitar reacciones.
Condiciones ambientales:Tenga en cuenta la temperatura, la humedad y la exposición a productos químicos al seleccionar revestimientos y recubrimientos.
Mantenimiento y durabilidad: Elija revestimientos y revestimientos que ofrezcan protección a largo plazo y sean fáciles de mantener.

Procesos de fabricación

La fabricación de tanques de almacenamiento de petróleo implica varios procesos clave:
1. Cortar
Corte Mecánico: Implica cortar, aserrar y fresar para dar forma a las placas.
Corte Térmico: Utiliza corte por oxicombustible, plasma o láser para dar forma precisa y eficiente.
2. Soldadura
La soldadura es fundamental para unir placas y garantizar la integridad estructural.
Soldadura por arco metálico protegido (SMAW): Comúnmente utilizado por su sencillez y versatilidad.
Soldadura por arco de tungsteno con gas (GTAW): Proporciona soldaduras de alta calidad para uniones críticas.
Soldadura por arco sumergido (SAW): Adecuado para placas gruesas y uniones largas, ofreciendo una penetración profunda y altas tasas de deposición.
3. Formación
Laminación: Las placas se enrollan hasta lograr la curvatura deseada para las paredes de tanques cilíndricos.
Prensa formando: Se utiliza para dar forma a los extremos de los tanques y otros componentes complejos.
4. Inspección y pruebas
Ensayos no destructivos (END): Técnicas como las pruebas ultrasónicas y la radiografía garantizan la calidad de la soldadura y la integridad estructural sin dañar el material.
Prueba de presión: Garantiza que el tanque pueda soportar la presión de diseño sin fugas.
5. Preparación y revestimiento de superficies
Voladura: Limpia y prepara la superficie para el recubrimiento.
Revestimiento: Aplicación de recubrimientos protectores para prevenir la corrosión y extender la vida útil del tanque.
Estándares y regulaciones de la industria
El cumplimiento de las normas de la industria garantiza la seguridad, la calidad y el cumplimiento. Las normas clave incluyen:
API 650: Norma para tanques de almacenamiento de acero soldado para petróleo y gas.
API 620: Cubre el diseño y construcción de grandes tanques de almacenamiento de baja presión.
ASME Sección VIII: Proporciona pautas para la construcción de recipientes a presión.

Conclusión

La construcción de tanques de almacenamiento de petróleo requiere una meticulosa atención a los detalles, en particular en la selección y el procesamiento de las placas. Al considerar factores como la composición del material, el espesor, las propiedades mecánicas y las condiciones ambientales, los constructores pueden garantizar la seguridad, durabilidad y rentabilidad de estas estructuras críticas. El cumplimiento de las normas y regulaciones de la industria garantiza aún más el cumplimiento y la protección del medio ambiente. A medida que la industria del petróleo y el gas continúa evolucionando, los avances en materiales y tecnologías de fabricación seguirán mejorando la construcción de tanques de almacenamiento de petróleo.