TANQUES DE GNL

Guía detallada sobre el diseño, la selección de materiales y las aplicaciones de tanques de GNL

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Introducción

El gas natural licuado (GNL) es un componente esencial de la infraestructura energética mundial y se almacena a temperaturas criogénicas para facilitar su transporte y almacenamiento eficientes. El diseño de los tanques de GNL y la selección de materiales son fundamentales para garantizar su seguridad, durabilidad y rendimiento. Además de explorar el diseño y los materiales de los tanques, es esencial comprender las diversas aplicaciones de los tanques de GNL para apreciar plenamente su papel en el sector energético.

Comprensión del diseño de tanques de GNL

Los tanques de GNL están diseñados para contener gas natural en forma líquida a temperaturas de alrededor de -162 °C (-260 °F). Deben soportar frío extremo, variaciones de presión y posibles tensiones térmicas. A continuación, se presenta una descripción detallada de los principales tipos de tanques y consideraciones de diseño críticas:
Tipos de tanque:
Tanques de contención simple: Estos tanques cuentan con una sola capa de acero con una estructura exterior de hormigón. Debido a que tienen márgenes de seguridad más bajos, se suelen utilizar para capacidades de almacenamiento más pequeñas y son menos comunes para aplicaciones a gran escala.
Tanques de doble contención: Estos tanques cuentan con un tanque interno de acero y una capa de contención externa de hormigón o acero. Ofrecen seguridad adicional al controlar posibles fugas y brindar una capa adicional de protección.
Tanques de contención total: Estos tanques, que cuentan con un contenedor interno de GNL y un sistema de contención secundario, están diseñados para manejar cualquier posible fuga, lo que los convierte en el estándar para el almacenamiento de GNL a gran escala.
Consideraciones de diseño:
Aislamiento térmico: Los materiales de aislamiento avanzados, como la perlita, el vacío o la espuma de poliuretano, evitan la entrada de calor y mantienen el GNL a temperaturas criogénicas.
Sistemas de control de presión: Las válvulas de alivio y los sistemas de monitoreo son esenciales para gestionar las presiones internas y garantizar un funcionamiento seguro.
Integridad sísmica y estructural: Los tanques deben soportar actividad sísmica y otras tensiones estructurales, por lo que a menudo incorporan hormigón armado y análisis estructurales detallados.

Diseño de tanques de GNL

Diseño de tanques de GNL

Selección de materiales para tanques de GNL

La elección de los materiales adecuados es fundamental para el rendimiento y la longevidad de los tanques de GNL. A continuación, se muestran los materiales más utilizados:
Materiales del tanque interior:
Acero al níquel 9% (ASTM A553): Ideal para la placa inferior interna y la carcasa interna o placas de pared, este material proporciona alta tenacidad y resistencia a la fractura frágil a temperaturas criogénicas.
Acero al carbono de baja temperatura: A veces se utiliza con acero al níquel 9% para componentes donde las propiedades criogénicas extremas no son tan críticas.
Materiales del tanque exterior:
Concreto: Se utiliza para la capa de contención exterior en tanques de contención doble y completa, proporcionando soporte estructural robusto y aislamiento térmico adicional.
Acero: A veces se utiliza en el tanque exterior para áreas de alto estrés, a menudo recubierto o tratado para resistir la corrosión.
Materiales del techo del tanque:
ASTM A516 Grado 70: Este acero al carbono es adecuado para la placa del techo del tanque, ofreciendo resistencia y tenacidad a temperaturas más bajas.
Materiales de aislamiento:
Perlita: Eficaz para aislar contra temperaturas criogénicas.
Fibra de vidrio y aerogel: Materiales avanzados que ofrecen un excelente aislamiento térmico pero a costos más elevados.

Aplicaciones de los tanques de GNL

Los tanques de GNL desempeñan un papel fundamental en diversas aplicaciones del sector energético. A continuación, se detalla cómo se utilizan:
Terminales de importación y exportación de GNL:
Terminales de importación: Los tanques de GNL en las terminales de importación reciben GNL de los barcos y lo almacenan antes de regasificarlo y distribuirlo a la red de gas local.
Terminales de Exportación: Los tanques de GNL almacenan gas natural licuado en terminales de exportación antes de cargarlo en barcos para su transporte internacional.
Almacenamiento y distribución de GNL:
Empresas de servicios públicos: Las empresas de servicios públicos almacenan y distribuyen gas natural para uso residencial y comercial en tanques de GNL, lo que garantiza un suministro constante incluso durante los períodos de máxima demanda.
Aplicaciones industriales: Las industrias utilizan tanques de GNL para almacenar y suministrar gas natural para procesos que requieren una fuente de combustible constante y confiable.
GNL como combustible:
Transporte marítimo: Los tanques de GNL se utilizan en barcos diseñados para funcionar con GNL, lo que reduce las emisiones en comparación con los combustibles marinos tradicionales.
Vehículos pesados: Los tanques de GNL se utilizan en camiones y autobuses que funcionan con gas natural licuado, ofreciendo una alternativa más limpia al combustible diésel.
Respaldo de emergencia y reducción de picos de demanda:
Energía de respaldo: Los tanques de GNL brindan soluciones de energía de respaldo para áreas con suministro eléctrico poco confiable, garantizando que el gas natural esté disponible para la generación de energía durante los cortes.
Afeitado de picos: El almacenamiento de GNL ayuda a gestionar la demanda máxima almacenando el exceso de gas durante los períodos de baja demanda y liberándolo durante los períodos de alta demanda.
Instalaciones de producción de GNL:
Plantas de licuefacción: Los tanques de GNL almacenan el producto licuado en instalaciones de producción, donde el gas natural se enfría y se condensa en forma líquida para un almacenamiento y transporte eficientes.

Consideraciones de diseño y seguridad

Para garantizar la seguridad y eficiencia de los tanques de GNL, considere lo siguiente:
Manejo del estrés térmico: Un aislamiento adecuado y juntas de expansión son necesarios para controlar las tensiones térmicas causadas por variaciones extremas de temperatura.
Características de seguridad: Para abordar los posibles riesgos asociados con el almacenamiento de GNL, incorporar sistemas de detección de fugas, protección contra incendios y sistemas de apagado de emergencia.
Cumplimiento normativo: Cumplir con los estándares y regulaciones de la industria de organizaciones como el Instituto Americano del Petróleo (API), la Asociación Nacional de Protección contra Incendios (NFPA) y la Organización Internacional de Normalización (ISO).

Conclusión

El diseño y la selección de materiales de los tanques de GNL son fundamentales para garantizar su funcionamiento seguro y eficiente. Los ingenieros pueden crear tanques que funcionen de manera confiable en condiciones extremas al seleccionar materiales apropiados como acero al níquel 9% para componentes criogénicos y ASTM A516 Grado 70 para el techo. Comprender las diversas aplicaciones de los tanques de GNL, desde terminales de importación y exportación hasta usos industriales y respaldo de emergencia, resalta su papel crucial en la infraestructura energética global. Un diseño cuidadoso, la selección de materiales y el cumplimiento de las normas de seguridad respaldarán el éxito y la seguridad continuos del almacenamiento y la utilización de GNL. Para obtener especificaciones precisas y precios actuales, consulte con [email protected] Siempre es recomendable satisfacer necesidades específicas del proyecto.

Comparación entre NACE MR0175 y NACE MR0103

¿Cuál es la diferencia entre NACE MR0175 y NACE MR0103?

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Introducción

En industrias como la del petróleo y el gas, donde los equipos y la infraestructura están expuestos rutinariamente a entornos hostiles, es crucial seleccionar materiales que puedan soportar condiciones corrosivas. Dos estándares esenciales que guían la selección de materiales para entornos que contienen sulfuro de hidrógeno (H₂S) son: NACE MR0175 y NACEMR0103Si bien ambas normas tienen como objetivo prevenir el agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC) y otros daños inducidos por hidrógeno, están diseñadas para diferentes aplicaciones y entornos. Este blog ofrece una descripción general completa de las diferencias entre estas dos normas esenciales.

Introducción a las normas NACE

NACE International, ahora parte de la Asociación para la Protección y el Rendimiento de los Materiales (AMPP), desarrolló NACE MR0175 y NACE MR0103 para abordar los desafíos que plantean los entornos de servicio agrio (aquellos que contienen H₂S). Estos entornos pueden generar diversas formas de corrosión y agrietamiento, que pueden comprometer la integridad de los materiales y potencialmente provocar fallas catastróficas. El objetivo principal de estas normas es proporcionar pautas para seleccionar materiales que puedan resistir estos efectos dañinos.

Alcance y aplicación

NACE MR0175

Enfoque principal: La norma NACE MR0175, o ISO 15156, se dirige principalmente a la industria upstream de petróleo y gas, incluida la exploración, perforación, producción y transporte de hidrocarburos.
Ambiente: La norma cubre los materiales utilizados en la producción de petróleo y gas en entornos de servicio corrosivos. Esto incluye equipos de fondo de pozo, componentes de boca de pozo, tuberías y refinerías.
Uso global: NACE MR0175 es un estándar reconocido mundialmente y ampliamente utilizado en operaciones upstream de petróleo y gas para garantizar la seguridad y confiabilidad de los materiales en ambientes ácidos.

NACEMR0103

Enfoque principal: NACE MR0103 está diseñado explícitamente para las industrias de refinación y petroquímica, centrándose en las operaciones posteriores.
Ambiente: La norma se aplica a las plantas de procesamiento con sulfuro de hidrógeno, en particular en entornos húmedos de H₂S. Está adaptada a las condiciones que se dan en las unidades de refinación, como las unidades de hidroprocesamiento, donde el riesgo de agrietamiento por tensión del sulfuro es significativo.
Específico de la industria: A diferencia de NACE MR0175, que se utiliza en una gama más amplia de aplicaciones, NACE MR0103 se centra más en el sector de refinación.

Requerimientos materiales

NACE MR0175

Opciones de materiales: La norma NACE MR0175 ofrece muchas opciones de materiales, incluidos aceros al carbono, aceros de baja aleación, aceros inoxidables, aleaciones a base de níquel y más. Cada material se clasifica en función de su idoneidad para entornos ácidos específicos.
Calificación: Los materiales deben cumplir con criterios estrictos para ser calificados para su uso, incluida la resistencia al SSC, al agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y al agrietamiento por corrosión bajo tensión por sulfuro (SSCC).
Límites ambientales: La norma limita la presión parcial de H₂S, la temperatura, el pH y otros factores ecológicos que determinan la idoneidad del material para el servicio agrio.

NACEMR0103

Requisitos materiales: La norma NACE MR0103 se centra en los materiales que resisten la corrosión por soldadura sólida en el entorno de refinación. Proporciona criterios específicos para aceros al carbono, de baja aleación y ciertos aceros inoxidables.
Pautas simplificadas: En comparación con MR0175, las pautas de selección de materiales en MR0103 son más sencillas y reflejan las condiciones más controladas y consistentes que normalmente se encuentran en las operaciones de refinación.
Procesos de manufactura: La norma también describe los requisitos de soldadura, tratamiento térmico y fabricación para garantizar que los materiales mantengan su resistencia al agrietamiento.

Certificación y Cumplimiento

NACE MR0175
Proceso de dar un título: Los organismos reguladores suelen exigir el cumplimiento de la norma NACE MR0175, que es fundamental para garantizar la seguridad y la fiabilidad de los equipos en las operaciones de extracción de petróleo y gas agrio. La norma se menciona en numerosos contratos y reglamentos internacionales.
Documentación: Por lo general, se requiere documentación detallada para demostrar que los materiales cumplen con los criterios específicos descritos en MR0175. Esto incluye la composición química, las propiedades mecánicas y las pruebas de resistencia a condiciones de servicio agrias.
NACEMR0103
Proceso de dar un título: El cumplimiento de la norma NACE MR0103 suele exigirse en los contratos de equipos y materiales utilizados en plantas de refinación y petroquímicas, ya que garantiza que los materiales seleccionados puedan soportar los desafíos específicos de los entornos de refinería.
Requisitos simplificados: Si bien siguen siendo rigurosos, los requisitos de documentación y pruebas para el cumplimiento de MR0103 suelen ser menos complejos que los de MR0175, lo que refleja las diferentes condiciones ambientales y los riesgos en la refinación en comparación con las operaciones upstream.

Pruebas y calificación

NACE MR0175
Pruebas rigurosas: Los materiales deben someterse a pruebas exhaustivas, incluidas pruebas de laboratorio para SSC, HIC y SSCC, para calificar para su uso en ambientes ácidos.
Estándares globales: La norma se alinea con los procedimientos de prueba internacionales y a menudo requiere que los materiales cumplan con estrictos criterios de rendimiento en las condiciones más duras que se encuentran en las operaciones de petróleo y gas.
NACEMR0103
Pruebas dirigidas: Los requisitos de las pruebas se centran en las condiciones específicas de los entornos de refinería. Esto incluye pruebas de resistencia al H₂S húmedo, SSC y otras formas relevantes de agrietamiento.
Específico de la aplicación: Los protocolos de pruebas se adaptan a las necesidades de los procesos de refinación, que normalmente implican condiciones menos severas que las que se encuentran en las operaciones upstream.

Conclusión

Mientras NACE MR0175 y NACE MR0103 Ambos previenen el agrietamiento por tensión de sulfuro y otras formas de agrietamiento ambiental en entornos de servicio agrio, y están diseñados para diferentes aplicaciones.
NACE MR0175 es el estándar para operaciones upstream de petróleo y gas. Abarca una amplia gama de materiales y condiciones ambientales y cuenta con rigurosos procesos de prueba y calificación.
NACEMR0103 Está diseñado para la industria de refinación. Se centra en las operaciones posteriores y utiliza criterios de selección de materiales más simples y específicos.

Comprender las diferencias entre estos estándares es esencial para seleccionar los materiales adecuados para su aplicación específica y garantizar la seguridad, confiabilidad y longevidad de su infraestructura en entornos de sulfuro de hidrógeno.

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.