Craquage induit par l'hydrogène HIC

Fissuration environnementale : HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE, SCC

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Introduction

Dans les industries où les matériaux sont soumis à des environnements difficiles, comme le pétrole et le gaz, le traitement chimique et la production d'énergie, il est essentiel de comprendre et de prévenir les fissures environnementales. Ces types de fissures peuvent entraîner des défaillances catastrophiques, des réparations coûteuses et des risques de sécurité importants. Cet article de blog fournira un aperçu détaillé et professionnel des différentes formes de fissures environnementales telles que HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE et SCC, y compris leur reconnaissance, leurs mécanismes sous-jacents et leurs stratégies de prévention.

1. Cloquage à l'hydrogène (HB)

Reconnaissance:
La formation de cloques ou de renflements à la surface d'un matériau est caractérisée par la formation de cloques ou de renflements. Ces cloques résultent de la pénétration d'atomes d'hydrogène dans le matériau et de leur accumulation au niveau de défauts ou d'inclusions internes, formant des molécules d'hydrogène qui créent une pression élevée localisée.

Mécanisme:
Les atomes d'hydrogène se diffusent dans le matériau, généralement de l'acier au carbone, et se recombinent en hydrogène moléculaire aux endroits où se trouvent des impuretés ou des vides. La pression exercée par ces molécules d'hydrogène crée des cloques, fragilisant le matériau et entraînant une dégradation supplémentaire.

Prévention:

  • Sélection des matériaux : Utiliser des matériaux à faible teneur en impuretés, en particulier des aciers à faible teneur en soufre.
  • Revêtements protecteurs : Application de revêtements empêchant la pénétration d'hydrogène.
  • La protection cathodique: Mise en œuvre de systèmes de protection cathodique pour réduire l'absorption d'hydrogène.

2. Craquage induit par l'hydrogène (HIC)

Reconnaissance:
La fissuration induite par l'hydrogène (HIC) est identifiée par des fissures internes qui sont souvent parallèles à la direction de laminage du matériau. Ces fissures sont généralement situées le long des joints de grains et ne s'étendent pas jusqu'à la surface du matériau, ce qui les rend difficiles à détecter jusqu'à ce que des dommages importants se produisent.

Mécanisme:
Tout comme la formation de cloques d'hydrogène, les atomes d'hydrogène pénètrent dans le matériau et se recombinent pour former de l'hydrogène moléculaire dans des cavités ou des inclusions internes. La pression générée par ces molécules provoque des fissures internes, compromettant l'intégrité structurelle du matériau.

Prévention:

  • Sélection des matériaux : Optez pour des aciers à faible teneur en soufre et aux niveaux d’impuretés réduits.
  • Traitement thermique: Utiliser des processus de traitement thermique appropriés pour affiner la microstructure du matériau.
  • Mesures de protection : Utiliser des revêtements et une protection cathodique pour inhiber l’absorption d’hydrogène.

3. Fissuration induite par l'hydrogène orientée vers la contrainte (SOHIC)

Reconnaissance:
La fissuration SOHIC est une forme de fissuration induite par l'hydrogène qui se produit en présence de contraintes de traction externes. Elle se reconnaît à un motif de fissures caractéristique en paliers ou en escalier, souvent observé à proximité des soudures ou d'autres zones soumises à de fortes contraintes.

Mécanisme:
Les fissures induites par l'hydrogène et les contraintes de traction entraînent un modèle de fissure plus grave et plus distinct. La présence de contraintes exacerbe les effets de la fragilisation par l'hydrogène, provoquant la propagation progressive de la fissure.

Prévention:

  • Gestion du stress : Mettre en œuvre des traitements anti-stress pour réduire les stress résiduels.
  • Sélection des matériaux : Utiliser des matériaux présentant une plus grande résistance à la fragilisation par l’hydrogène.
  • Mesures de protection : Appliquer des revêtements protecteurs et une protection cathodique.

4. Fissuration sous contrainte due au sulfure (SSC)

Reconnaissance:
La fissuration sous contrainte due au sulfure (SSC) se manifeste par des fissures fragiles dans les aciers à haute résistance exposés à des environnements contenant du sulfure d'hydrogène (H₂S). Ces fissures sont souvent intergranulaires et peuvent se propager rapidement sous l'effet de contraintes de traction, entraînant une défaillance soudaine et catastrophique.

Mécanisme:
En présence de sulfure d'hydrogène, les atomes d'hydrogène sont absorbés par le matériau, ce qui entraîne sa fragilisation. Cette fragilisation réduit la capacité du matériau à résister aux contraintes de traction, ce qui entraîne une rupture fragile.

Prévention:

  • Sélection des matériaux : Utilisation de matériaux résistants aux conditions de service acides avec des niveaux de dureté contrôlés.
  • Contrôle de l'environnement : Réduire l’exposition au sulfure d’hydrogène ou utiliser des inhibiteurs pour minimiser son impact.
  • Revêtements protecteurs : Application de revêtements agissant comme barrières contre le sulfure d'hydrogène.

5. Fissuration par étapes (SWC)

Reconnaissance:
La fissuration par paliers ou par hydrogène se produit dans les aciers à haute résistance, en particulier dans les structures soudées. Elle se reconnaît à un motif de fissure en zigzag ou en escalier, généralement observé à proximité des soudures.

Mécanisme:
La fissuration par paliers se produit en raison des effets combinés de la fragilisation par l'hydrogène et des contraintes résiduelles dues au soudage. La fissure se propage par paliers, en suivant le chemin le plus faible à travers le matériau.

Prévention:

  • Traitement thermique: Utiliser des traitements thermiques avant et après soudage pour réduire les contraintes résiduelles.
  • Sélection des matériaux : Optez pour des matériaux présentant une meilleure résistance à la fragilisation par l’hydrogène.
  • Cuisson à l'hydrogène : Mettre en œuvre des procédures de cuisson à l’hydrogène après le soudage pour éliminer l’hydrogène absorbé.

6. Fissuration sous contrainte du zinc (SZC)

Reconnaissance:
La fissuration sous contrainte du zinc (SZC) se produit dans les aciers galvanisés. Elle se caractérise par des fissures intergranulaires qui peuvent entraîner le délaminage du revêtement de zinc et la défaillance structurelle ultérieure de l'acier sous-jacent.

Mécanisme:
La combinaison des contraintes de traction dans le revêtement de zinc et de l'exposition à un environnement corrosif provoque un SZC. Les contraintes dans le revêtement, associées aux facteurs environnementaux, entraînent des fissures intergranulaires et des défaillances.

Prévention:

  • Contrôle du revêtement : Assurez-vous d'une épaisseur de revêtement de zinc appropriée pour éviter des contraintes excessives.
  • Considérations sur la conception: Évitez les virages serrés et les angles qui concentrent les contraintes.
  • Contrôle de l'environnement : Réduisez l’exposition aux environnements corrosifs qui pourraient aggraver les fissures.

7. Fissuration sous contrainte d'hydrogène (HSC)

Reconnaissance:
La fissuration sous contrainte d'hydrogène (HSC) est une forme de fragilisation par l'hydrogène des aciers à haute résistance exposés à l'hydrogène. Elle se caractérise par une rupture fragile soudaine sous contrainte de traction.

Mécanisme:
Les atomes d'hydrogène se diffusent dans l'acier, provoquant sa fragilisation. Cette fragilisation réduit considérablement la ténacité du matériau, le rendant sujet aux fissures et aux ruptures soudaines sous contrainte.

Prévention:

  • Sélection des matériaux : Choisissez des matériaux moins sensibles à la fragilisation par l’hydrogène.
  • Contrôle de l'environnement : Minimiser l’exposition à l’hydrogène pendant le traitement et le service.
  • Mesures de protection : Utiliser des revêtements protecteurs et une protection cathodique pour empêcher la pénétration d’hydrogène.

8. Fragilisation par l'hydrogène (HE)

Reconnaissance:
La fragilisation par l'hydrogène (HE) est un terme général désignant la perte d'élasticité et la fissuration ou la fracture ultérieure d'un matériau en raison de l'absorption d'hydrogène. La nature soudaine et fragile de la fracture est souvent reconnue.

Mécanisme:
Les atomes d'hydrogène pénètrent dans la structure réticulaire du métal, réduisant considérablement sa ductilité et sa ténacité. Sous contrainte, le matériau fragilisé est sujet aux fissures et aux ruptures.

Prévention:

  • Sélection des matériaux : Utiliser des matériaux résistants à la fragilisation par l’hydrogène.
  • Contrôle de l'hydrogène : Gérer l’exposition à l’hydrogène pendant la fabrication et l’entretien pour éviter son absorption.
  • Revêtements protecteurs : Appliquer des revêtements qui empêchent l’hydrogène de pénétrer dans le matériau.

9. Fissuration par corrosion sous contrainte (SCC)

Reconnaissance:
La fissuration par corrosion sous contrainte (SCC) se caractérise par de fines fissures qui se forment généralement à la surface du matériau et se propagent dans toute son épaisseur. La SCC se produit lorsqu'un matériau est exposé à un environnement corrosif sous contrainte de traction.

Mécanisme:
La fissuration sous contrainte résulte des effets combinés de la contrainte de traction et d'un environnement corrosif. Par exemple, la fissuration sous contrainte induite par les chlorures est un problème courant dans les aciers inoxydables, où les ions chlorures facilitent l'initiation et la propagation des fissures sous contrainte.

Prévention:

  • Sélection des matériaux : Choisissez des matériaux résistants à des types spécifiques de SCC adaptés à l’environnement.
  • Contrôle de l'environnement : Réduire la concentration d’espèces corrosives, telles que les chlorures, dans l’environnement d’exploitation.
  • Gestion du stress : Utiliser un recuit de relaxation des contraintes et une conception soignée pour minimiser les contraintes résiduelles contribuant au SCC.

Conclusion

La fissuration environnementale représente un défi complexe et multiforme pour les industries où l'intégrité des matériaux est essentielle. Il est essentiel de comprendre les mécanismes spécifiques à l'origine de chaque type de fissuration (HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE et SCC) pour une prévention efficace. En mettant en œuvre des stratégies telles que la sélection des matériaux, la gestion des contraintes, le contrôle environnemental et les revêtements de protection, les industries peuvent réduire considérablement les risques associés à ces formes de fissuration, garantissant ainsi la sécurité, la fiabilité et la longévité de leurs infrastructures.

Les progrès technologiques continuent d'évoluer, tout comme les méthodes de lutte contre les fissures environnementales. La recherche et le développement continus sont donc essentiels pour maintenir l'intégrité des matériaux dans des environnements toujours plus exigeants.

Construction de réservoirs de stockage de pétrole : calcul des besoins en plaques d'acier

Comment calculer le nombre de plaques d'acier pour les réservoirs de stockage de pétrole

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Introduction

La construction de réservoirs de stockage de pétrole nécessite une planification précise et des calculs précis pour garantir l'intégrité structurelle, la sécurité et la rentabilité. Pour les réservoirs construits à l'aide plaques d'acier au carbone, il est crucial de déterminer la quantité et la disposition de ces plaques. Dans ce blog, nous allons explorer le calcul du nombre de plaques d'acier pour les réservoirs de stockage de pétrole, en utilisant un exemple spécifique pour illustrer les étapes impliquées.

Spécifications du projet

Exigences du client :

  • Options d'épaisseur de plaque : Plaques en acier au carbone de 6 mm, 8 mm et 10 mm
  • Dimensions de la plaque : Largeur : 2200 mm, Longueur : 6000 mm

Spécifications du réservoir :

  • Nombre de réservoirs : 3
  • Volume du réservoir individuel : 3 000 mètres cubes
  • Hauteur: 12 mètres
  • Diamètre: 15,286 mètres

Étapes pour calculer les quantités de plaques d'acier pour trois réservoirs de stockage d'huile cylindriques

Étape 1 : Calculer la surface d'un seul réservoir

La surface de chaque réservoir est la somme des surfaces de la coque cylindrique, du fond et du toit.

1. Calculer la circonférence et la surface de la coque

2. Calculer la surface du bas et du toit

 

Étape 2 : Calculer la surface totale de tous les réservoirs

Étape 3 : Déterminer le nombre de plaques d'acier nécessaires

Étape 4 : Attribuer l'épaisseur de la plaque

Pour optimiser l'intégrité structurelle et le coût des réservoirs, attribuez différentes épaisseurs de plaques aux différentes parties de chaque réservoir :

  • Plaques de 6 mm:Utiliser pour les toits, où les contraintes structurelles sont plus faibles.
  • Plaques de 8 mm:Appliquer sur les parties supérieures des coques du réservoir, où la contrainte est modérée.
  • Plaques de 10 mm:Ils sont utilisés pour les fonds et les parties inférieures des coques, où la contrainte est la plus élevée en raison du poids du pétrole stocké.

Étape 5 : Exemple d'attribution de plaques pour chaque réservoir

Plaques inférieures :

  • Surface requise par réservoir: 183,7 mètres carrés
  • Épaisseur de la plaque: 10 mm
  • Nombre de plaques par réservoir: [183.7/13.2] assiettes
  • Total pour 3 chars: 14 × 3 assiettes

Plaques de coquille :

  • Surface requise par réservoir: 576 mètres carrés
  • Épaisseur de la plaque: 10 mm (section inférieure), 8 mm (section supérieure)
  • Nombre de plaques par réservoir: [576/13.2] assiettes
    • Partie inférieure (10 mm):Environ 22 plaques par cuve
    • Partie supérieure (8 mm):Environ 22 plaques par cuve
  • Total pour 3 chars: 44 × 3 assiettes

Plaques de toit :

  • Surface requise par réservoir: 183,7 mètres carrés
  • Épaisseur de la plaque: 6 mm
  • Nombre de plaques par réservoir: [183.7/13.2] assiettes
  • Total pour 3 chars: 14 × 3 = assiettes

Considérations pour des calculs précis

  • Tolérance de corrosion:Inclure une épaisseur supplémentaire pour tenir compte de la corrosion future.
  • Gaspillage: Tenez compte du gaspillage de matériau dû à la découpe et à l'ajustement, en ajoutant généralement du matériau supplémentaire 5-10%.
  • Codes de conception:Lors de la détermination de l'épaisseur de la plaque et de la conception du réservoir, assurez-vous de la conformité aux codes et normes de conception pertinents, tels que l'API 650.

Conclusion

La construction de réservoirs de stockage de pétrole avec des plaques en acier au carbone nécessite des calculs précis pour garantir l'efficacité des matériaux et l'intégrité structurelle. En déterminant avec précision la surface et en tenant compte des épaisseurs de plaques appropriées, vous pouvez estimer le nombre de plaques nécessaires pour construire des réservoirs qui répondent aux normes de l'industrie et aux exigences des clients. Ces calculs constituent la base d'une construction de réservoir réussie, permettant un approvisionnement efficace en matériaux et une planification de projet. Qu'il s'agisse d'un nouveau projet ou de la modernisation de réservoirs existants, cette approche garantit des solutions de stockage de pétrole robustes et fiables qui s'alignent sur les meilleures pratiques d'ingénierie. Si vous avez un nouveau projet de réservoir de stockage de GNL, de carburant d'aviation ou de pétrole brut, veuillez contacter [email protected] pour obtenir un devis optimal pour une plaque d'acier.

Revêtement 3LPE vs revêtement 3LPP

3LPE vs 3LPP : comparaison complète des revêtements de pipeline

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Introduction

Les revêtements de pipelines protègent les canalisations en acier contre la corrosion et d'autres facteurs environnementaux. Parmi les revêtements les plus couramment utilisés, on trouve Polyéthylène 3 couches (3LPE) et Polypropylène 3 couches (3LPP) Revêtements. Les deux revêtements offrent une protection robuste, mais ils diffèrent en termes d'application, de composition et de performances. Ce blog fournira une comparaison détaillée entre les revêtements 3LPE et 3LPP, en se concentrant sur cinq domaines clés : le choix du revêtement, la composition du revêtement, les performances du revêtement, les exigences de construction et le processus de construction.

1. Sélection du revêtement

Revêtement 3LPE :
Usage:Le 3LPE est largement utilisé pour les pipelines terrestres et offshore dans l'industrie pétrolière et gazière. Il est particulièrement adapté aux environnements où une résistance à température modérée et une excellente protection mécanique sont requises.
Plage de température:Le revêtement 3LPE est généralement utilisé pour les canalisations fonctionnant à des températures comprises entre -40 °C et 80 80 °C.
Considération des coûts:Le 3LPE est généralement plus rentable que le 3LPP, ce qui en fait un choix populaire pour les projets avec des contraintes budgétaires où les exigences de température se situent dans la plage qu'il prend en charge.
Revêtement 3LPP :
Usage:Le 3LPP est privilégié dans les environnements à haute température, tels que les pipelines offshore en eau profonde et les pipelines transportant des fluides chauds. Il est également utilisé dans les zones où une protection mécanique supérieure est nécessaire.
Plage de température:Les revêtements 3LPP peuvent résister à des températures plus élevées, généralement comprises entre -20°C et 140°C, ce qui les rend adaptés aux applications plus exigeantes.
Considération des coûts:Les revêtements 3LPP sont plus chers en raison de leur résistance à la température et de leurs propriétés mécaniques supérieures, mais ils sont nécessaires pour les pipelines qui fonctionnent dans des conditions extrêmes.
Résumé de la sélection:Le choix entre 3LPE et 3LPP dépend principalement de la température de fonctionnement du pipeline, des conditions environnementales et des considérations budgétaires. Le 3LPE est idéal pour les températures modérées et les projets sensibles aux coûts, tandis que le 3LPP est préféré pour les environnements à haute température où une protection mécanique améliorée est essentielle.

2. Composition du revêtement

Composition du revêtement 3LPE :
Couche 1 : Époxy lié par fusion (FBE):La couche la plus interne offre une excellente adhérence au substrat en acier et constitue la principale couche de protection contre la corrosion.
Couche 2 : Adhésif copolymère:Cette couche lie la couche FBE à la couche de finition en polyéthylène, assurant une forte adhérence et une protection supplémentaire contre la corrosion.
Couche 3 : Polyéthylène (PE):La couche extérieure offre une protection mécanique contre les dommages physiques pendant la manipulation, le transport et l'installation.
Composition du revêtement 3LPP :
Couche 1 : Époxy lié par fusion (FBE):Semblable au 3LPE, la couche FBE du 3LPP sert de couche primaire de protection contre la corrosion et de couche de liaison.
Couche 2 : Adhésif copolymère:Cette couche adhésive lie le FBE à la couche de finition en polypropylène, assurant ainsi une forte adhérence.
Couche 3 : Polypropylène (PP):La couche extérieure en polypropylène offre une protection mécanique supérieure et une résistance à la température plus élevée que le polyéthylène.
Résumé de la composition:Les deux revêtements partagent une structure similaire, avec une couche FBE, un adhésif copolymère et une couche protectrice extérieure. Cependant, le matériau de la couche extérieure diffère (polyéthylène pour le 3LPE et polypropylène pour le 3LPP), ce qui entraîne des différences dans les caractéristiques de performance.

3. Performances du revêtement

Performances du revêtement 3LPE :
Résistance à la température:Le 3LPE fonctionne bien dans des environnements à température modérée, mais peut ne pas convenir à des températures supérieures à 80 °C.
Protection Mécanique:La couche extérieure en polyéthylène offre une excellente résistance aux dommages physiques, ce qui la rend adaptée aux pipelines terrestres et offshore.
Résistance à la corrosion:La combinaison des couches FBE et PE offre une protection robuste contre la corrosion, en particulier dans les environnements humides ou mouillés.
Résistance chimique:Le 3LPE offre une bonne résistance aux produits chimiques mais est moins efficace dans les environnements avec exposition aux produits chimiques agressifs par rapport au 3LPP.
Performances du revêtement 3LPP :
Résistance à la température:3LPP est conçu pour résister à des températures allant jusqu'à 140°C, ce qui le rend idéal pour les canalisations transportant des fluides chauds ou dans des environnements à haute température.
Protection Mécanique:La couche de polypropylène offre une protection mécanique supérieure, en particulier dans les pipelines offshore en eau profonde avec des pressions externes et des contraintes physiques plus élevées.
Résistance à la corrosion:Le 3LPP offre une excellente protection contre la corrosion, similaire au 3LPE, mais il fonctionne mieux dans les environnements à température plus élevée.
Résistance chimique:Le 3LPP présente une résistance chimique supérieure, ce qui le rend plus adapté aux environnements contenant des produits chimiques agressifs ou des hydrocarbures.
Résumé des performances:Le 3LPP surpasse le 3LPE dans les environnements à haute température et offre une meilleure résistance mécanique et chimique. Cependant, le 3LPE reste très efficace pour les températures modérées et les environnements moins agressifs.

4. Exigences de construction

Exigences de construction 3LPE :
Préparation de surface: Une préparation adéquate de la surface est essentielle pour l'efficacité du revêtement 3LPE. La surface en acier doit être nettoyée et rendue rugueuse pour obtenir l'adhérence nécessaire à la couche FBE.
Conditions d'application:Le revêtement 3LPE doit être appliqué dans un environnement contrôlé pour assurer la bonne adhérence de chaque couche.
Spécifications d'épaisseur:L'épaisseur de chaque couche est critique, l'épaisseur totale variant généralement entre 1,8 mm et 3,0 mm, selon l'utilisation prévue du pipeline.
Exigences de construction 3LPP :
Préparation de surface:Comme pour le 3LPE, la préparation de la surface est essentielle. L'acier doit être nettoyé pour éliminer les contaminants et rendu rugueux pour assurer une bonne adhérence de la couche FBE.
Conditions d'application:Le processus d'application du 3LPP est similaire à celui du 3LPE mais nécessite souvent un contrôle plus précis en raison de la résistance à la température plus élevée du revêtement.
Spécifications d'épaisseur:Les revêtements 3LPP sont généralement plus épais que les 3LPE, avec une épaisseur totale allant de 2,0 mm à 4,0 mm, selon l'application spécifique.
Résumé des exigences de construction:Les revêtements 3LPE et 3LPP nécessitent une préparation de surface minutieuse et des environnements d'application contrôlés. Cependant, les revêtements 3LPP nécessitent généralement des applications plus épaisses pour améliorer leurs qualités protectrices.

5. Processus de construction

Processus de construction 3LPE :
Nettoyage de surface:Le tuyau en acier est nettoyé à l’aide de méthodes telles que le sablage abrasif pour éliminer la rouille, le tartre et d’autres contaminants.
Demande de FBE:Le tuyau nettoyé est préchauffé et la couche FBE est appliquée électrostatiquement, assurant une liaison solide à l'acier.
Application de la couche adhésive:Un adhésif copolymère est appliqué sur la couche de FBE, liant le FBE à la couche de polyéthylène externe.
Application de la couche PE:La couche de polyéthylène est extrudée sur le tuyau, offrant une protection mécanique et une résistance supplémentaire à la corrosion.
Refroidissement et inspection:Le tube revêtu est refroidi, inspecté pour détecter les défauts et préparé pour le transport.
Processus de construction 3LPP :
Nettoyage de surface:Semblable au 3LPE, le tube en acier est soigneusement nettoyé pour assurer une bonne adhérence des couches de revêtement.
Demande de FBE:La couche FBE est appliquée sur le tuyau préchauffé et sert de couche primaire de protection contre la corrosion.
Application de la couche adhésive:Un adhésif copolymère est appliqué sur la couche FBE, assurant une liaison solide avec la couche de finition en polypropylène.
Application de la couche PP:La couche de polypropylène est appliquée par extrusion, offrant une résistance mécanique et thermique supérieure.
Refroidissement et inspection:Le tuyau est refroidi, inspecté pour détecter les défauts et préparé pour le déploiement.
Résumé du processus de construction:Les processus de construction des 3LPE et 3LPP sont similaires, avec des matériaux différents utilisés pour la couche protectrice extérieure. Les deux méthodes nécessitent un contrôle minutieux de la température, de la propreté et de l'épaisseur de la couche pour garantir des performances optimales.

Conclusion

Le choix entre les revêtements 3LPE et 3LPP dépend de plusieurs facteurs, notamment la température de fonctionnement, les conditions environnementales, les contraintes mécaniques et le budget.
3LPE est idéal pour les pipelines fonctionnant à des températures modérées et où le coût est un facteur important. Il offre une excellente résistance à la corrosion et une protection mécanique pour la plupart des applications terrestres et offshore.
3LPP, en revanche, est le choix privilégié pour les environnements à haute température et les applications nécessitant une protection mécanique supérieure. Son coût plus élevé est justifié par ses performances améliorées dans des conditions exigeantes.

Il est essentiel de comprendre les exigences spécifiques de votre projet de pipeline pour sélectionner le revêtement approprié. Le 3LPE et le 3LPP ont tous deux leurs points forts et leurs applications, et le bon choix garantira une protection et une durabilité à long terme pour votre infrastructure de pipeline.

Exploration du rôle vital des tuyaux en acier dans l'exploration pétrolière et gazière

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Introduction

Les tuyaux en acier sont essentiels dans l'industrie pétrolière et gazière, car ils offrent une durabilité et une fiabilité inégalées dans des conditions extrêmes. Essentiels pour l'exploration et le transport, ces tuyaux résistent aux pressions élevées, aux environnements corrosifs et aux températures extrêmes. Cette page explore les fonctions essentielles des tuyaux en acier dans l'exploration pétrolière et gazière, en détaillant leur importance dans le forage, les infrastructures et la sécurité. Découvrez comment le choix de tuyaux en acier adaptés peut améliorer l'efficacité opérationnelle et réduire les coûts dans cette industrie exigeante.

I. Connaissances de base sur les tubes en acier pour l'industrie pétrolière et gazière

1. Explication de la terminologie

API : Abréviation de Institut américain du pétrole.
FTPP : Abréviation de Produits tubulaires pour champs pétrolifères, y compris les tuyaux de tubage d'huile, les tubes d'huile, les tiges de forage, les colliers de forage, les forets, les tiges de ventouse, les joints de chiot, etc.
Tube d'huile : Les tubes sont utilisés dans les puits de pétrole pour l'extraction, l'extraction de gaz, l'injection d'eau et la fracturation acide.
Enveloppe: Tube descendu de la surface du sol dans un trou de forage comme revêtement pour empêcher l'effondrement du mur.
Garniture de forage : Tuyau utilisé pour percer des trous de forage.
Tuyau de canalisation : Tuyau utilisé pour transporter du pétrole ou du gaz.
Accouplements : Cylindres utilisés pour relier deux tuyaux filetés avec des filetages internes.
Matériau de couplage : Tuyau utilisé pour fabriquer des raccords.
Fils de discussion API : Filetages de tuyaux spécifiés par la norme API 5B, y compris les filetages ronds pour tuyaux pétroliers, les filetages ronds courts pour tubage, les filetages ronds longs pour tubage, les filetages trapézoïdaux partiels pour tubage, les filetages pour tuyaux de ligne, etc.
Connexion Premium : Filetages non API avec des propriétés d'étanchéité, des propriétés de connexion et d'autres propriétés uniques.
Les échecs: déformation, fracture, dommages de surface et perte de la fonction d'origine dans des conditions de service spécifiques.
Principales formes d’échec : écrasement, glissement, rupture, fuite, corrosion, collage, usure, etc.

2. Normes liées au pétrole

API Spec 5B, 17e édition – Spécifications pour le filetage, le calibrage et l'inspection des filetages des filetages de boîtiers, de tubes et de conduites
API Spec 5L, 46e édition – Spécification pour les tuyaux de canalisation
API Spec 5CT, 11e édition – Spécifications pour les boîtiers et les tubes
Spécification API 5DP, 7e édition – Spécifications pour les tiges de forage
Spécification API 7-1, 2e édition – Spécifications pour les éléments de tige de foret rotatif
Spécification API 7-2, 2e édition – Spécifications pour le filetage et le calibrage des connexions filetées à épaulement rotatif
API Spec 11B, 24e édition – Spécifications pour les tiges de pompage, les tiges et doublures polies, les accouplements, les barres de plombage, les colliers de tige polis, les presse-étoupes et les tés de pompage
ISO 3183:2019 – Industries du pétrole et du gaz naturel – Tuyaux en acier pour systèmes de transport par pipeline
ISO 11960:2020 – Industries du pétrole et du gaz naturel – Tuyaux en acier destinés à être utilisés comme tubage ou tube pour puits
NACE MR0175 / ISO 15156:2020 – Industries du pétrole et du gaz naturel – Matériaux destinés à être utilisés dans des environnements contenant du H2S dans la production pétrolière et gazière

II. Tube d'huile

1. Classification des tubes d'huile

Les tubes à huile sont divisés en tubes à huile non refoulés (NU), tubes à huile refoulés externes (EU) et tubes à huile à joint intégral (IJ). Les tubes à huile NU signifient que l'extrémité du tube est d'épaisseur moyenne, tourne directement le filetage et amène les raccords. Les tubes refoulés impliquent que les extrémités des deux tubes sont refoulées extérieurement, puis filetées et couplées. Les tubes à joint intégral signifient qu'une extrémité du tube est refoulée avec des filetages externes et l'autre est refoulée avec des filetages internes connectés directement sans raccords.

2. Fonction du tube d'huile

① Extraction de pétrole et de gaz : une fois les puits de pétrole et de gaz forés et cimentés, le tube est placé dans le carter de pétrole pour extraire le pétrole et le gaz jusqu'au sol.
② Injection d'eau : lorsque la pression au fond du trou est insuffisante, injectez de l'eau dans le puits à travers le tube.
③ Injection de vapeur : lors de la récupération à chaud du pétrole épais, la vapeur est introduite dans le puits avec un tube de pétrole isolé.
④ Acidification et fracturation : Au stade avancé du forage de puits ou pour améliorer la production des puits de pétrole et de gaz, il est nécessaire d'introduire un milieu d'acidification et de fracturation ou un matériau de durcissement dans la couche de pétrole et de gaz, et le milieu et le matériau de durcissement sont transportés à travers le tube de pétrole.

3. Qualité d'acier des tubes d'huile

Les qualités d'acier des tubes d'huile sont H40, J55, N80, L80, C90, T95, P110.
Le N80 est divisé en N80-1 et N80Q, les deux ont les mêmes propriétés de traction ; les deux différences sont l'état de livraison et les différences de performance d'impact, le N80-1 est livré par état normalisé ou lorsque la température de laminage finale est supérieure à la température critique Ar3 et la réduction de tension après refroidissement par air et peut être utilisé pour trouver le laminage à chaud au lieu de normalisé, les tests d'impact et non destructifs ne sont pas requis ; le N80Q doit être revenu (trempé et revenu) Traitement thermique, la fonction d'impact doit être conforme aux dispositions de l'API 5CT et doit être un test non destructif.
Le L80 est divisé en L80-1, L80-9Cr et L80-13Cr. Leurs propriétés mécaniques et leur état de livraison sont les mêmes. Différences d'utilisation, de difficulté de production et de prix : le L80-1 est destiné au type général, le L80-9Cr et le L80-13Cr sont des tubes à haute résistance à la corrosion, difficiles à produire et coûteux, généralement utilisés dans les puits à forte corrosion.
C90 et T95 sont divisés en types 1 et 2, à savoir C90-1, C90-2 et T95-1, T95-2.

4. La qualité d'acier, le nom de l'acier et l'état de livraison des tubes d'huile couramment utilisés

Tube d'huile J55 (37Mn5) NU : laminé à chaud au lieu de normalisé
Tube d'huile J55 (37Mn5) EU : normalisé sur toute la longueur après bouleversement
Tubes d'huile N80-1 (36Mn2V) NU : laminés à chaud au lieu de normalisés
Tube d'huile N80-1 (36Mn2V) EU : normalisé sur toute la longueur après bouleversement
Tube d'huile N80-Q (30Mn5) : 30Mn5, trempe sur toute la longueur
Tube d'huile L80-1 (30Mn5) : 30Mn5, trempe sur toute la longueur
Tube d'huile P110 (25CrMnMo) : 25CrMnMo, trempe sur toute la longueur
Accouplement J55 (37Mn5) : laminé à chaud en ligne normalisé
Couplage N80 (28MnTiB) : trempe sur toute la longueur
Accouplement L80-1 (28MnTiB) : trempé sur toute la longueur
Couplage P110 (25CrMnMo) : Trempe sur toute la longueur

III. Tuyau de tubage

1. Classification et rôle du boîtier

Le tubage est le tuyau en acier qui soutient la paroi des puits de pétrole et de gaz. Plusieurs couches de tubage sont utilisées dans chaque puits en fonction des différentes profondeurs de forage et des conditions géologiques. Le ciment est utilisé pour cimenter le tubage après son abaissement dans le puits, et contrairement aux oléoducs et aux tiges de forage, il ne peut pas être réutilisé et fait partie des matériaux consommables jetables. Par conséquent, la consommation de tubage représente plus de 70 pour cent de tous les tuyaux de puits de pétrole. Le boîtier peut être divisé en boîtier conducteur, boîtier intermédiaire, boîtier de production et boîtier de revêtement en fonction de son utilisation, et leurs structures dans les puits de pétrole sont illustrées à la figure 1.

①Boîtier du conducteur : Utilisant généralement les qualités API K55, J55 ou H40, le tubage conducteur stabilise la tête de puits et isole les aquifères peu profonds dont le diamètre est généralement d'environ 20 pouces ou 16 pouces.

②Boîtier intermédiaire : Le tubage intermédiaire, souvent fabriqué à partir de qualités API K55, N80, L80 ou P110, est utilisé pour isoler les formations instables et les zones de pression variables, avec des diamètres typiques de 13 3/8 pouces, 11 3/4 pouces ou 9 5/8 pouces. .

③Boîtier de production : Construit à partir d'acier de haute qualité tel que les nuances API J55, N80, L80, P110 ou Q125, le boîtier de production est conçu pour résister aux pressions de production, généralement avec des diamètres de 9 5/8 pouces, 7 pouces ou 5 1/2 pouces.

④Boîtier de revêtement : Les chemises prolongent le puits de forage dans le réservoir en utilisant des matériaux tels que les grades API L80, N80 ou P110, avec des diamètres typiques de 7 pouces, 5 pouces ou 4 1/2 pouces.

⑤Tube : Les tubes transportent les hydrocarbures vers la surface, en utilisant les qualités API J55, L80 ou P110, et sont disponibles dans des diamètres de 4 1/2 pouces, 3 1/2 pouces ou 2 7/8 pouces.

IV. Garniture de forage

1. Classification et fonction des tuyaux pour outils de forage

Le tube de forage carré, le tube de forage, le tube de forage lesté et la masse-tige des outils de forage forment le tube de forage. Le tube de forage est l'outil de forage central qui entraîne le trépan du sol jusqu'au fond du puits, et il constitue également un canal du sol jusqu'au fond du puits. Il a trois rôles principaux :

① Pour transmettre le couple pour entraîner le foret vers le foret ;

② Compter sur son poids sur le trépan pour briser la pression de la roche au fond du puits ;

③ Pour transporter le fluide de lavage, c'est-à-dire la boue de forage à travers le sol à travers les pompes à boue à haute pression, la colonne de forage dans le trou de forage s'écoule dans le fond du puits pour rincer les débris de roche et refroidir le trépan, et transporter les débris de roche à travers la surface extérieure de la colonne et la paroi du puits entre l'espace annulaire pour retourner au sol, pour atteindre l'objectif de forer le puits.

Le tube de forage est utilisé dans le processus de forage pour résister à une variété de charges alternées complexes, telles que la traction, la compression, la torsion, la flexion et d'autres contraintes. La surface intérieure est également soumise au décapage par boue à haute pression et à la corrosion.
(1) Garniture de forage carrée : Les tiges de forage carrées sont de deux types : quadrilatères et hexagonales. Dans les tiges de forage pétrolières chinoises, chaque ensemble de colonnes de forage utilise généralement une tige de forage de type quadrilatère. Ses spécifications sont de 63,5 mm (2-1/2 pouces), 88,9 mm (3-1/2 pouces), 107,95 mm (4-1/4 pouces), 133,35 mm (5-1/4 pouces), 152,4 mm (6 pouces), etc. La longueur utilisée est généralement de 1 214,5 m.
(2) Garniture de forage : La tige de forage est l'outil principal pour le forage des puits, reliée à l'extrémité inférieure de la tige de forage carrée, et à mesure que le puits de forage continue de s'approfondir, la tige de forage continue d'allonger la colonne de forage l'une après l'autre. Les spécifications de la tige de forage sont : 60,3 mm (2-3/8 pouces), 73,03 mm (2-7/8 pouces), 88,9 mm (3-1/2 pouces), 114,3 mm (4-1/2 pouces), 127 mm (5 pouces), 139,7 mm (5-1/2 pouces) et ainsi de suite.
(3) Garniture de forage robuste : Une tige de forage lestée est un outil de transition reliant la tige de forage et la masse-tige, ce qui peut améliorer l'état de force de la tige de forage et augmenter la pression sur le trépan. Les principales spécifications de la tige de forage lestée sont de 88,9 mm (3-1/2 pouces) et 127 mm (5 pouces).
(4) Collier de forage : La masse-tige est reliée à la partie inférieure du tube de forage, qui est un tube spécial à paroi épaisse et à haute rigidité. Il exerce une pression sur le trépan pour briser la roche et joue un rôle de guidage lors du forage d'un puits droit. Les spécifications courantes des masses-tiges sont 158,75 mm (6-1/4 pouces), 177,85 mm (7 pouces), 203,2 mm (8 pouces), 228,6 mm (9 pouces), etc.

V. Tuyau de canalisation

1. Classification des tuyaux de canalisation

Les tubes de canalisation sont utilisés dans l'industrie pétrolière et gazière pour transporter le pétrole, le pétrole raffiné, le gaz naturel et les canalisations d'eau avec l'abréviation de tube en acier. Le transport de pétrole et de gaz par pipeline est divisé en pipelines principaux, de dérivation et de réseau de pipelines urbains. Trois types de pipelines de transmission principaux ont les spécifications habituelles de ∅406 ~ 1219 mm, une épaisseur de paroi de 10 ~ 25 mm, une nuance d'acier X42 ~ X80 ; les pipelines de dérivation et les pipelines de réseau de pipelines urbains ont généralement des spécifications de ∅114 ~ 700 mm, une épaisseur de paroi de 6 ~ 20 mm, la nuance d'acier pour le X42 ~ X80. La nuance d'acier est X42～X80. Les tubes de canalisation sont disponibles en types soudés et sans soudure. Les tubes de canalisation soudés sont plus utilisés que les tubes de canalisation sans soudure.

2. Norme de conduite

API Spec 5L – Spécification pour les tuyaux de canalisation
ISO 3183 – Industries du pétrole et du gaz naturel – Tubes en acier pour systèmes de transport par pipeline

3. PSL1 et PSL2

PSL est l'abréviation de niveau de spécification du produitLe niveau de spécification du produit de tube de ligne est divisé en PSL 1 et PSL 2, et le niveau de qualité est divisé en PSL 1 et PSL 2. PSL 2 est supérieur à PSL 1; les deux niveaux de spécification ont non seulement des exigences de test différentes, mais les exigences de composition chimique et de propriétés mécaniques sont différentes, donc selon la commande API 5L, les termes du contrat, en plus de spécifier les spécifications, la nuance d'acier et d'autres indicateurs communs, mais doivent également indiquer le niveau de spécification du produit, c'est-à-dire PSL 1 ou PSL 2. PSL 2 dans la composition chimique, les propriétés de traction, la puissance d'impact, les tests non destructifs et d'autres indicateurs sont plus stricts que PSL 1.

4. Qualité d'acier des tuyaux de canalisation, composition chimique et propriétés mécaniques

Les nuances d'acier pour tubes de canalisation, de faible à élevée, sont divisées en A25, A, B, X42, X46, X52, X60, X65, X70 et X80. Pour une composition chimique et des propriétés mécaniques détaillées, veuillez vous référer à la spécification API 5L, 46e édition.

5. Exigences relatives aux essais hydrostatiques et aux examens non destructifs des conduites de canalisation

Les conduites doivent être soumises à des essais hydrauliques branche par branche, et la norme n'autorise pas la génération non destructive de pression hydraulique, ce qui constitue également une grande différence entre la norme API et nos normes. La norme PSL 1 n'exige pas d'essais non destructifs ; la norme PSL 2 doit être un essai non destructif branche par branche.

VI. Connexions premium

1. Introduction des connexions Premium

Le raccord Premium est un filetage de tuyau avec une structure unique qui est différente du filetage API. Bien que le boîtier d'huile fileté API existant soit largement utilisé dans l'exploitation des puits de pétrole, ses défauts sont clairement mis en évidence dans l'environnement unique de certains champs pétroliers : la colonne de tuyau filetée ronde API, bien que ses performances d'étanchéité soient meilleures, la force de traction supportée par la partie filetée n'est équivalente qu'à 60% à 80% de la résistance du corps du tuyau, et elle ne peut donc pas être utilisée dans l'exploitation de puits profonds ; la colonne de tuyau filetée trapézoïdale biaisée API, bien que ses performances de traction soient bien supérieures à celles du raccord fileté rond API, ses performances d'étanchéité ne sont pas si bonnes. Bien que les performances de traction de la colonne soient bien supérieures à celles du raccord fileté rond API, ses performances d'étanchéité ne sont pas très bonnes, de sorte qu'elle ne peut pas être utilisée dans l'exploitation de puits de gaz à haute pression ; de plus, la graisse filetée ne peut jouer son rôle que dans un environnement dont la température est inférieure à 95℃, elle ne peut donc pas être utilisée dans l'exploitation de puits à haute température.

Par rapport au filetage rond API et à la connexion à filetage trapézoïdal partiel, la connexion premium a fait des progrès révolutionnaires dans les aspects suivants :

(1) Une bonne étanchéité, grâce à l'élasticité et à la conception de la structure d'étanchéité métallique, rend l'étanchéité au gaz du joint résistante à l'atteinte de la limite du corps du tube dans la pression d'écoulement ;

(2) Haute résistance de la connexion, se connectant avec une connexion à boucle spéciale du carter d'huile, sa force de connexion atteint ou dépasse la résistance du corps du tube, pour résoudre fondamentalement le problème du glissement ;

(3) Grâce à la sélection des matériaux et à l'amélioration du processus de traitement de surface, le problème de la boucle qui colle au fil est essentiellement résolu ;

(4) Grâce à l'optimisation de la structure, afin que la répartition des contraintes des joints soit plus raisonnable et plus propice à la résistance à la corrosion sous contrainte ;

(5) Grâce à la structure d'épaule de la conception raisonnable, de sorte que le fonctionnement de la boucle sur l'opération est plus accessible.

L'industrie pétrolière et gazière dispose de plus de 100 connexions premium brevetées, qui représentent des avancées significatives dans la technologie des tuyaux. Ces conceptions de filetage spécialisées offrent des capacités d'étanchéité supérieures, une résistance accrue des connexions et une résistance améliorée aux contraintes environnementales. En relevant des défis tels que les pressions élevées, les environnements corrosifs et les températures extrêmes, ces innovations garantissent une excellente fiabilité et une efficacité dans les opérations pétrolières saines dans le monde entier. La recherche et le développement continus dans les connexions premium soulignent leur rôle essentiel dans le soutien de pratiques de forage plus sûres et plus productives, reflétant un engagement continu envers l'excellence technologique dans le secteur de l'énergie.

Connexion VAM® : Connues pour leurs performances robustes dans des environnements difficiles, les connexions VAM® sont dotées d'une technologie avancée d'étanchéité métal sur métal et de capacités de couple élevées, garantissant des opérations fiables dans les puits profonds et les réservoirs à haute pression.

Série TenarisHydril Wedge : Cette série propose une gamme de connexions telles que Blue®, Dopeless® et Wedge 521®, connues pour leur étanchéité exceptionnelle aux gaz et leur résistance aux forces de compression et de tension, améliorant ainsi la sécurité et l'efficacité opérationnelles.

TSH® Bleu : Conçues par Tenaris, les connexions TSH® Blue utilisent une conception exclusive à double épaulement et un profil de filetage haute performance, offrant une excellente résistance à la fatigue et une facilité de vissage dans les applications de forage critiques.

Accordez la connexion Prideco™ XT® : Conçues par NOV, les connexions XT® intègrent un joint métal sur métal unique et une forme de filetage robuste, garantissant une capacité de couple supérieure et une résistance au grippage, prolongeant ainsi la durée de vie opérationnelle de la connexion.

Connexion Hunting Seal-Lock® : Dotée d'un joint métal sur métal et d'un profil de filetage unique, la connexion Seal-Lock® de Hunting est réputée pour sa résistance supérieure à la pression et sa fiabilité dans les opérations de forage onshore et offshore.

Conclusion

En conclusion, le réseau complexe de tubes en acier indispensables à l'industrie pétrolière et gazière comprend un large éventail d'équipements spécialisés conçus pour résister à des environnements rigoureux et à des exigences opérationnelles complexes. Des tubes de tubage de base qui soutiennent et protègent les parois saines aux tubes polyvalents utilisés dans les processus d'extraction et d'injection, chaque type de tube remplit une fonction distincte dans l'exploration, la production et le transport des hydrocarbures. Des normes telles que les spécifications API garantissent l'uniformité et la qualité de ces tubes, tandis que des innovations telles que les connexions premium améliorent les performances dans des conditions difficiles. À mesure que la technologie évolue, ces composants critiques progressent, favorisant l'efficacité et la fiabilité des opérations énergétiques mondiales. La compréhension de ces tubes et de leurs spécifications souligne leur rôle indispensable dans l'infrastructure du secteur énergétique moderne.

Boîtier et tubes Super 13Cr SMSS 13Cr

SMSS 13Cr et DSS 22Cr dans un environnement H₂S/CO₂-Huile-Eau

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Introduction

Les comportements à la corrosion de l’acier inoxydable super martensitique (SMSS) 13Cr et l'acier inoxydable duplex (DSS) 22Cr dans un environnement H₂S/CO₂-huile-eau présentent un intérêt considérable, en particulier dans l'industrie pétrolière et gazière, où ces matériaux sont souvent exposés à des conditions aussi difficiles. Voici un aperçu du comportement de chaque matériau dans ces conditions :

1. Acier inoxydable super martensitique (SMSS) 13Cr :

Composition: SMSS 13Cr contient généralement environ 12-14% de chrome, avec de petites quantités de nickel et de molybdène. La teneur élevée en Chrome lui confère une bonne résistance à la corrosion, tandis que la structure martensitique lui confère une grande résistance.
Comportement à la corrosion :
Corrosion au CO₂ : Le SMSS 13Cr présente une résistance modérée à la corrosion par le CO₂, principalement en raison de la formation d'une couche protectrice d'oxyde de chrome. Cependant, en présence de CO₂, la corrosion localisée, comme la corrosion par piqûres et par crevasses, est risquée.
Corrosion H₂S : Le H₂S augmente le risque de fissuration sous contrainte par sulfure (SSC) et de fragilisation par l'hydrogène. Le SMSS 13Cr est relativement résistant mais pas à l'abri de ces formes de corrosion, en particulier à des températures et des pressions plus élevées.
Environnement huile-eau : L'huile peut parfois constituer une barrière protectrice, réduisant l'exposition de la surface métallique aux agents corrosifs. Cependant, l'eau, en particulier la saumure, peut être très corrosive. L'équilibre des phases huileuse et aqueuse peut influencer considérablement le taux de corrosion global.
Problèmes courants :
Fissuration sous contrainte de sulfure (SSC) : La structure martensitique, bien que solide, est sensible au SSC en présence de H₂S.
Corrosion par piqûres et fissures : Il s’agit de préoccupations importantes, en particulier dans les environnements contenant des chlorures et du CO₂.

2. Acier inoxydable duplex (DSS) 22Cr :

Composition: Le DSS 22Cr contient environ 22% de chrome, environ 5% de nickel, 3% de molybdène et une microstructure austénite-ferrite équilibrée. Cela confère au DSS une excellente résistance à la corrosion et une résistance élevée.
Comportement à la corrosion :
Corrosion au CO₂ : Le DSS 22Cr est plus résistant à la corrosion par le CO₂ que le SMSS 13Cr. La teneur élevée en chrome et la présence de molybdène contribuent à former une couche d'oxyde stable et protectrice qui résiste à la corrosion.
Corrosion H₂S : Le DSS 22Cr est très résistant à la corrosion induite par H₂S, y compris la fragilisation par SSC et par l'hydrogène. La microstructure équilibrée et la composition de l’alliage contribuent à atténuer ces risques.
Environnement huile-eau : Le DSS 22Cr est très performant dans les environnements mixtes huile-eau, résistant à la corrosion générale et localisée. La présence d'huile peut améliorer la résistance à la corrosion en formant un film protecteur, mais cela est moins critique pour le DSS 22Cr en raison de sa résistance inhérente à la corrosion.
Problèmes courants :
Fissuration par corrosion sous contrainte (SCC) : Bien que plus résistant que le SMSS 13Cr, le DSS 22Cr peut néanmoins être sensible au SCC dans certaines conditions, comme des concentrations élevées de chlorure à des températures élevées.
Corrosion localisée : Le DSS 22Cr est généralement très résistant à la corrosion par piqûres et par crevasses, mais celles-ci peuvent néanmoins se produire dans des conditions extrêmes.

Résumé comparatif :

Résistance à la corrosion: Le DSS 22Cr offre généralement une résistance à la corrosion supérieure à celle du SMSS 13Cr, en particulier dans les environnements avec H₂S et CO₂.
Force et robustesse : Le SMSS 13Cr est plus robuste mais sensible aux problèmes de corrosion tels que le SSC et les piqûres.
Adéquation des applications : Le DSS 22Cr est souvent préféré dans les environnements présentant des risques de corrosion plus élevés, tels que ceux présentant des niveaux élevés de H₂S et de CO₂, tandis que le SMSS 13Cr peut être sélectionné pour les applications nécessitant une résistance plus élevée avec des risques de corrosion modérés.

Conclusion:

Lors du choix entre SMSS 13Cr et DSS 22Cr pour une utilisation dans des environnements H₂S/CO₂-huile-eau, le DSS 22Cr est généralement le meilleur choix pour résister à la corrosion, en particulier dans les environnements plus agressifs. Cependant, la décision finale doit tenir compte des conditions spécifiques, notamment la température, la pression et les concentrations relatives de H₂S et de CO₂.

Plaques et procédés de surface pour la construction de réservoirs de stockage de pétrole

Construire des réservoirs de stockage d'huile : sélection de plaques et processus

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Introduction

La construction de réservoirs de stockage de pétrole est essentielle pour l'industrie pétrolière et gazière. Ces réservoirs doivent être conçus et construits avec précision pour garantir la sécurité, la durabilité et l'efficacité du stockage des produits pétroliers. L'un des composants les plus critiques de ces réservoirs est la sélection et le traitement des plaques utilisées dans leur construction. Ce blog fournit un aperçu détaillé des critères de sélection des plaques, des processus de fabrication et des considérations relatives à la construction de réservoirs de stockage de pétrole.

Importance de la sélection des plaques

Les plaques sont le principal composant structurel des réservoirs de stockage de pétrole. Le choix de plaques appropriées est crucial pour plusieurs raisons :
Sécurité:Le matériau de plaque approprié garantit que le réservoir peut résister à la pression interne du produit stocké, aux conditions environnementales et aux réactions chimiques potentielles.
Durabilité:Les matériaux de haute qualité améliorent la longévité du réservoir, réduisant ainsi les coûts de maintenance et les temps d'arrêt.
Conformité: Le respect des normes et réglementations de l’industrie est essentiel pour un fonctionnement légal et la protection de l’environnement.
Rapport coût-efficacité: Le choix des matériaux et des méthodes de traitement appropriés peut réduire considérablement les coûts de construction et d'exploitation.

Types de réservoirs de stockage de pétrole

Avant de plonger dans la sélection des plaques, il est essentiel de comprendre les différents types de réservoirs de stockage de pétrole, car chaque type a des exigences spécifiques :
Réservoirs à toit fixe Les réservoirs à pression sont le type de réservoir de stockage le plus courant pour le pétrole et les produits pétroliers. Ils conviennent aux liquides à faible pression de vapeur.
Réservoirs à toit flottant: Ces réservoirs ont un toit qui flotte à la surface du liquide stocké, réduisant ainsi les pertes par évaporation et les risques d'explosion.
Chars à balles:Ces réservoirs cylindriques stockent des gaz liquéfiés et des liquides volatils.
Réservoirs sphériques: Utilisé pour stocker des liquides et des gaz à haute pression, offrant une répartition égale des contraintes.

Critères de sélection des plaques

1. Composition du matériau
Acier Carbone: Largement utilisé en raison de sa solidité, de son prix abordable et de sa disponibilité. Convient à la plupart des produits pétroliers et pétroliers.
Acier inoxydable: Préféré pour le stockage de produits corrosifs ou à haute température en raison de sa résistance à la corrosion.
Aluminium: Léger et résistant à la corrosion, idéal pour les composants de toit flottant et les réservoirs dans des environnements corrosifs.
Matériaux composites: Occasionnellement utilisé pour des applications spécifiques nécessitant une haute résistance à la corrosion et une légèreté.
2. Épaisseur et taille
Épaisseur:Cela dépend de la pression, du diamètre et de la hauteur de conception du réservoir. Elle varie généralement entre 5 et 30 mm.
Taille: Les plaques doivent être suffisamment grandes pour minimiser les cordons de soudure, mais gérables pour la manipulation et le transport.
3. Propriétés mécaniques
Résistance à la traction: Garantit que le réservoir peut résister à la pression interne et aux forces externes.
Ductilité: Permet une déformation sans fracture, s'adaptant aux changements de pression et de température.
Résistance aux chocs: Important pour résister aux forces soudaines, notamment dans les environnements plus froids.
4. Facteurs environnementaux
Variations de température: Prise en compte du comportement des matériaux aux températures extrêmes.
Environnement corrosif: Sélection de matériaux résistants à la corrosion environnementale, notamment pour les installations offshore ou côtières.

Normes et qualités des matériaux

Le respect des normes et des qualités reconnues est essentiel lors de la sélection des matériaux pour les réservoirs de stockage de pétrole, car cela garantit la qualité, les performances et la conformité aux réglementations de l’industrie.

Acier Carbone

Normes: ASTM A36, ASTM A283, JIS G3101
Notes:
ASTMA36: Nuance d'acier de construction courante utilisée pour la construction de réservoirs en raison de sa bonne soudabilité et usinabilité.
ASTM A283 Catégorie C:Offre une bonne résistance et flexibilité pour les applications à contraintes modérées.
JIS G3101 SS400: Norme japonaise pour l'acier au carbone utilisé à des fins structurelles générales, connu pour ses bonnes propriétés mécaniques et sa soudabilité.

Acier inoxydable

Normes: ASTM A240
Notes:
304/304L:Offre une bonne résistance à la corrosion et est utilisé pour stocker des produits légèrement corrosifs dans des réservoirs.
En raison de l'ajout de molybdène, 316/316L Offre une résistance supérieure à la corrosion, en particulier dans les environnements marins.
904L (UNS N08904): Connu pour sa haute résistance à la corrosion, notamment contre les chlorures et l'acide sulfurique.
Acier inoxydable duplex 2205 (UNS S32205):Combine une résistance élevée avec une excellente résistance à la corrosion, adapté aux environnements difficiles.

Aluminium

Normes: ASTM B209
Notes:
5083:Connu pour sa haute résistance et son excellente résistance à la corrosion, il est idéal pour les réservoirs en milieu marin.
6061: Offre de bonnes propriétés mécaniques et soudabilité, adaptées aux composants structurels.

Matériaux composites

Normes: ASME RTP-1
Applications: Utilisé dans des applications spécialisées nécessitant une résistance aux attaques chimiques et un gain de poids.

Types de doublures et de revêtements

Les revêtements et les revêtements protègent les réservoirs de stockage de pétrole de la corrosion et des dommages environnementaux. Le choix du revêtement et du revêtement dépend de l'emplacement du réservoir, de son contenu et des conditions écologiques.

Revêtements externes

Revêtements époxy:
Propriétés: Offrent une excellente adhérence et résistance à la corrosion. Convient aux environnements difficiles.
Applications: Utilisé à l'extérieur des réservoirs pour se protéger contre les intempéries et l'exposition aux produits chimiques.
Marques recommandées:
Hempel: Époxy Hempel 35540
AkzoNobel: Interjoint 670HS
Jotun: Jotamastique 90
3M: Revêtement époxy Scotchkote 162PWX
DFT (épaisseur de film sec) recommandée: 200-300 microns
Revêtements en polyuréthane:
Propriétés: Offrent une excellente résistance aux UV et une excellente flexibilité.
Applications: Idéal pour les réservoirs exposés au soleil et aux conditions météorologiques variables.
Marques recommandées:
Hempel: Émail polyuréthane Hempel's 55300
AkzoNobel: Interthane 990
Jotun: Toit rigide XP
DFT recommandé: 50-100 microns
Apprêts riches en zinc:
Propriétés: Fournit une protection cathodique aux surfaces en acier.
Applications: Utilisé comme couche de base pour éviter la rouille.
Marques recommandées:
Hempel: Hempadur Zinc 17360
AkzoNobel: Interzinc 52
Jotun: Barrière 77
DFT recommandé: 120-150 microns

Doublures internes

Revêtements époxy phénoliques:
Propriétés: Excellente résistance chimique aux produits pétroliers et aux solvants.
Applications: Utilisé à l'intérieur des réservoirs stockant du pétrole brut et des produits raffinés.
Marques recommandées:
Hempel: Phénolique de Hempel 35610
AkzoNobel: Interligne 984
Jotun: Stockage de protection de réservoir
DFT recommandé: 400-600 microns
Revêtements en flocons de verre:
Propriétés: Haute résistance chimique et à l’abrasion.
Applications: Adapté au stockage de produits chimiques agressifs et aux fonds de cuves.
Marques recommandées:
Hempel: Flocon de verre de Hempel 35620
AkzoNobel: Interzone 954
Jotun: Baltoflacon
DFT recommandé: 500-800 microns
Doublures en caoutchouc:
Propriétés: Offrent flexibilité et résistance aux produits chimiques.
Applications: Utilisé pour le stockage de substances corrosives comme les acides.
Marques recommandées:
3M: Scotchkote Poly-Tech 665
DFT recommandé: 2-5mm

Considérations de sélection

Compatibilité des produits: S'assurer que le revêtement ou le revêtement est compatible avec le produit stocké pour éviter les réactions.
Conditions environnementales:Tenez compte de la température, de l’humidité et de l’exposition aux produits chimiques lors du choix des revêtements et des revêtements.
Entretien et durabilité: Choisissez des doublures et des revêtements qui offrent une protection à long terme et sont faciles à entretenir.

Processus de fabrication

La fabrication de réservoirs de stockage de pétrole implique plusieurs processus clés :
1. Coupe
Découpe Mécanique:Implique le cisaillage, le sciage et le fraisage pour façonner les plaques.
Découpe thermique: Utilise la découpe oxy-combustible, plasma ou laser pour une mise en forme précise et efficace.
2. Soudage
Le soudage est essentiel pour assembler les plaques et garantir l’intégrité structurelle.
Soudage à l'arc métallique protégé (SMAW): Couramment utilisé pour sa simplicité et sa polyvalence.
Soudage à l'arc sous gaz tungstène (GTAW): Fournit des soudures de haute qualité pour les joints critiques.
Soudage à l'arc submergé (SAW): Convient aux plaques épaisses et aux joints longs, offrant une pénétration profonde et des taux de dépôt élevés.
3. Formage
Roulant: Les plaques sont roulées dans la courbure souhaitée pour les parois cylindriques des réservoirs.
Formage à la presse: Utilisé pour façonner les extrémités des réservoirs et autres composants complexes.
4. Inspection et tests
Contrôles Non Destructifs (CND): Des techniques telles que les tests par ultrasons et la radiographie garantissent la qualité de la soudure et l'intégrité structurelle sans endommager le matériau.
Test de pression: Garantit que le réservoir peut résister à la pression de conception sans fuite.
5. Préparation de surface et revêtement
Dynamitage: Nettoie et prépare la surface au revêtement.
enrobage: Application de revêtements protecteurs pour prévenir la corrosion et prolonger la durée de vie du réservoir.
Normes et réglementations de l'industrie
Le respect des normes industrielles garantit la sécurité, la qualité et la conformité. Les normes clés comprennent :
API650: Norme pour les réservoirs de stockage en acier soudés pour le pétrole et le gaz.
API620: Couvre la conception et la construction de grands réservoirs de stockage basse pression.
ASME Section VIII: Fournit des lignes directrices pour la construction d’appareils sous pression.

Conclusion

La construction de réservoirs de stockage de pétrole exige une attention méticuleuse aux détails, notamment dans la sélection et le traitement des plaques. En prenant en compte des facteurs tels que la composition du matériau, l'épaisseur, les propriétés mécaniques et les conditions environnementales, les constructeurs peuvent garantir la sécurité, la durabilité et la rentabilité de ces structures critiques. Le respect des normes et réglementations de l'industrie garantit en outre la conformité et la protection de l'environnement. À mesure que l'industrie pétrolière et gazière continue d'évoluer, les progrès des matériaux et des technologies de fabrication continueront d'améliorer la construction de réservoirs de stockage de pétrole.