NACE MR0175 contro NACE MR0103

Qual è la differenza tra NACE MR0175 e NACE MR0103?

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In settori come petrolio e gas, dove le attrezzature e le infrastrutture sono regolarmente esposte ad ambienti difficili, la selezione di materiali che possano resistere a condizioni corrosive è fondamentale. Due standard chiave che guidano la selezione dei materiali per ambienti contenenti acido solfidrico (H₂S) sono NACE MR0175 E NACE MR0103. Sebbene entrambi gli standard mirino a prevenire il cracking da stress da solfuro (SSC) e altre forme di danno indotto dall'idrogeno, sono progettati per applicazioni e ambienti diversi. Questo blog fornisce una panoramica completa delle differenze tra questi due importanti standard.

Introduzione agli standard NACE

NACE International, ora parte dell'Association for Materials Protection and Performance (AMPP), ha sviluppato sia NACE MR0175 che NACE MR0103 per affrontare le sfide poste dagli ambienti di servizio acidi, quelli contenenti H₂S. Questi ambienti possono portare a varie forme di corrosione e cricche, che possono compromettere l'integrità dei materiali e potenzialmente portare a guasti catastrofici. Lo scopo principale di questi standard è fornire linee guida per la selezione di materiali in grado di resistere a questi effetti dannosi.

Ambito e applicazione

NACE MR0175

  • Focus primario: NACE MR0175, noto anche come ISO 15156, è destinato principalmente all'industria upstream del petrolio e del gas. Ciò include esplorazione, perforazione, produzione e trasporto di idrocarburi.
  • Ambiente: Lo standard copre i materiali utilizzati negli ambienti di servizio acidi riscontrati nella produzione di petrolio e gas. Ciò include attrezzature di fondo pozzo, componenti di testa pozzo, condotte e raffinerie.
  • Uso globale: NACE MR0175 è uno standard riconosciuto a livello mondiale ed è ampiamente utilizzato nelle operazioni upstream del settore petrolifero e del gas per garantire la sicurezza e l'affidabilità dei materiali in ambienti acidi.

NACE MR0103

  • Focus primario: NACE MR0103 è specificamente progettato per i settori della raffinazione e della petrolchimica, concentrandosi sulle operazioni a valle.
  • Ambiente: Lo standard si applica agli impianti di processo in cui è presente idrogeno solforato, in particolare in ambienti H₂S umidi. È adattato alle condizioni riscontrate nelle unità di raffinazione come le unità di idrotrattamento, in cui il rischio di cricche da stress da solfuro è significativo.
  • Specifico del settore: A differenza della norma NACE MR0175, utilizzata in una gamma più ampia di applicazioni, la norma NACE MR0103 è più specificatamente focalizzata sul settore della raffinazione.

Requisiti materiali

NACE MR0175

  • Opzioni materiali: NACE MR0175 offre un'ampia gamma di opzioni di materiali, tra cui acciai al carbonio, acciai bassolegati, acciai inossidabili, leghe a base di nichel e altro ancora. Ogni materiale è categorizzato in base alla sua idoneità per specifici ambienti acidi.
  • Qualificazione: Per poter essere idonei all'uso, i materiali devono soddisfare criteri rigorosi, tra cui la resistenza alla corrosione sotto sforzo (SSC), alla criccatura indotta da idrogeno (HIC) e alla corrosione sotto sforzo da solfuro (SSCC).
  • Limiti ambientali: La norma definisce i limiti della pressione parziale di H₂S, della temperatura, del pH e di altri fattori ambientali che determinano l'idoneità del materiale al servizio acido.

NACE MR0103

  • Requisiti materiali: NACE MR0103 si concentra sui materiali che possono resistere a SSC nell'ambiente di raffinazione. Fornisce criteri specifici per materiali quali acciai al carbonio, acciai bassolegati e alcuni acciai inossidabili.
  • Linee guida semplificate: Rispetto a MR0175, le linee guida per la selezione dei materiali in MR0103 sono più semplici e riflettono le condizioni più controllate e costanti che si riscontrano solitamente nelle operazioni di raffinazione.
  • Processo di produzione: La norma definisce inoltre i requisiti per la saldatura, il trattamento termico e la fabbricazione per garantire che i materiali mantengano la loro resistenza alle crepe.

Certificazione e conformità

NACE MR0175

  • Certificazione: La conformità con NACE MR0175 è spesso richiesta dagli enti normativi ed è fondamentale per garantire la sicurezza e l'affidabilità delle apparecchiature nelle operazioni di petrolio e gas acido. Lo standard è citato in molte normative e contratti internazionali.
  • Documentazione: In genere è richiesta una documentazione dettagliata per dimostrare che i materiali soddisfano i criteri specifici delineati in MR0175. Ciò include la composizione chimica, le proprietà meccaniche e i test di resistenza alle condizioni di servizio acide.

NACE MR0103

  • Certificazione: La conformità con NACE MR0103 è in genere richiesta nei contratti per attrezzature e materiali utilizzati negli impianti di raffinazione e petrolchimici. Garantisce che i materiali selezionati possano resistere alle sfide specifiche poste dagli ambienti di raffinazione.
  • Requisiti semplificati: Pur essendo comunque rigorosi, i requisiti di documentazione e test per la conformità allo standard MR0103 sono spesso meno complessi di quelli dello standard MR0175, riflettendo le diverse condizioni ambientali e i rischi nella raffinazione rispetto alle operazioni a monte.

Test e qualificazione

NACE MR0175

  • Test rigorosi: Per poter essere utilizzati in ambienti acidi, i materiali devono essere sottoposti a test approfonditi, tra cui test di laboratorio per SSC, HIC e SSCC.
  • Standard globali: Lo standard è conforme alle procedure di collaudo internazionali e spesso richiede che i materiali soddisfino rigorosi criteri di prestazione nelle condizioni più difficili tipiche delle operazioni di estrazione di petrolio e gas.

NACE MR0103

  • Test mirati: I requisiti di test sono focalizzati sulle condizioni specifiche degli ambienti di raffineria. Ciò include test di resistenza a H₂S umido, SSC e altre forme rilevanti di cracking.
  • Specifico dell'applicazione: I protocolli di prova sono personalizzati in base alle esigenze dei processi di raffinazione, che solitamente comportano condizioni meno severe rispetto a quelle riscontrabili nelle operazioni a monte.

Conclusione

Sebbene NACE MR0175 e NACE MR0103 svolgano entrambi la funzione fondamentale di prevenire la formazione di cricche da stress da solfuro e altre forme di cricche ambientali in ambienti di servizio acidi, sono progettati per applicazioni diverse.

  • NACE MR0175 è lo standard per le operazioni upstream di petrolio e gas, che copre un'ampia gamma di materiali e condizioni ambientali con rigorosi processi di collaudo e qualificazione.
  • NACE MR0103 è studiato appositamente per il settore della raffinazione, concentrandosi sulle operazioni a valle con criteri di selezione dei materiali più semplici e mirati.

Comprendere le differenze tra questi standard è essenziale per selezionare i materiali più adatti alla propria applicazione specifica e garantire la sicurezza, l'affidabilità e la longevità dell'infrastruttura in ambienti in cui è presente idrogeno solforato.

Cracking indotto dall'idrogeno HIC

Cracking ambientale: HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE, SCC

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Nei settori in cui i materiali sono sottoposti ad ambienti difficili, come petrolio e gas, lavorazione chimica e produzione di energia, comprendere e prevenire le crepe ambientali è fondamentale. Questi tipi di crepe possono portare a guasti catastrofici, riparazioni costose e rischi significativi per la sicurezza. Questo post del blog fornirà una panoramica dettagliata e professionale delle varie forme di crepe ambientali, incluso il loro riconoscimento, i meccanismi sottostanti e le strategie per la prevenzione.

1. Blister da idrogeno (HB)

Riconoscimento:
La formazione di vesciche da idrogeno è caratterizzata dalla formazione di vesciche o rigonfiamenti sulla superficie di un materiale. Queste vesciche sono il risultato di atomi di idrogeno che penetrano nel materiale e si accumulano in difetti o inclusioni interne, formando molecole di idrogeno che creano un'alta pressione localizzata.

Meccanismo:
Gli atomi di idrogeno si diffondono nel materiale, in genere acciaio al carbonio, e si ricombinano in idrogeno molecolare nei siti di impurità o vuoti. La pressione di queste molecole di idrogeno crea bolle, che possono indebolire il materiale e portare a un'ulteriore degradazione.

Prevenzione:

  • Selezione del materiale: Utilizzo di materiali a basso contenuto di impurità, in particolare acciai con basso contenuto di zolfo.
  • Rivestimenti protettivi: Applicazione di rivestimenti che impediscono l'ingresso di idrogeno.
  • Protezione catodica: Implementazione di sistemi di protezione catodica per ridurre l'assorbimento di idrogeno.

2. Cracking indotto dall'idrogeno (HIC)

Riconoscimento:
Le cricche indotte dall'idrogeno (HIC) sono identificate da cricche interne che spesso corrono parallele alla direzione di laminazione del materiale. Queste cricche sono in genere localizzate lungo i bordi dei grani e non si estendono alla superficie del materiale, rendendole difficili da rilevare finché non si è verificato un danno significativo.

Meccanismo:
Similmente al blistering da idrogeno, gli atomi di idrogeno entrano nel materiale e si ricombinano per formare idrogeno molecolare all'interno di cavità o inclusioni interne. La pressione generata da queste molecole provoca crepe interne, compromettendo l'integrità strutturale del materiale.

Prevenzione:

  • Selezione del materiale: Optare per acciai a basso tenore di zolfo e con livelli ridotti di impurità.
  • Trattamento termico: Utilizzare adeguati processi di trattamento termico per perfezionare la microstruttura del materiale.
  • Misure di protezione: Utilizzare rivestimenti e protezione catodica per inibire l'assorbimento di idrogeno.

3. Cracking indotto dall'idrogeno orientato allo stress (SOHIC)

Riconoscimento:
SOHIC è una forma di criccatura indotta dall'idrogeno che si verifica in presenza di stress di trazione esterno. È riconoscibile da un caratteristico schema di criccatura a gradini o a scala, spesso osservato vicino a saldature o altre aree ad alto stress.

Meccanismo:
La combinazione di cricche indotte dall'idrogeno e stress di trazione porta a un modello di cricche più grave e distinto. La presenza di stress esacerba gli effetti dell'infragilimento da idrogeno, causando la propagazione della cricca in modo graduale.

Prevenzione:

  • Gestione dello stress: Implementare trattamenti antistress per ridurre gli stress residui.
  • Selezione del materiale: Utilizzare materiali con maggiore resistenza alla fragilità da idrogeno.
  • Misure di protezione: Applicare rivestimenti protettivi e protezione catodica.

4. Solfuro Stress Cracking (SSC)

Riconoscimento:
La criccatura da stress da solfuro (SSC) si manifesta come crepe fragili in acciai ad alta resistenza esposti ad ambienti contenenti idrogeno solforato (H₂S). Queste crepe sono spesso intergranulari e possono propagarsi rapidamente sotto sforzo di trazione, portando a un improvviso e catastrofico guasto.

Meccanismo:
In presenza di acido solfidrico, gli atomi di idrogeno vengono assorbiti dal materiale, causando fragilità. Questa fragilità riduce la capacità del materiale di resistere allo stress di trazione, con conseguente frattura fragile.

Prevenzione:

  • Selezione del materiale: Utilizzo di materiali resistenti al servizio acido con livelli di durezza controllati.
  • Controllo ambientale: Ridurre l'esposizione all'idrogeno solforato o utilizzare inibitori per minimizzarne l'impatto.
  • Rivestimenti protettivi: Applicazione di rivestimenti che fungono da barriere contro l'idrogeno solforato.

5. Cracking graduale (SWC)

Riconoscimento:
La criccatura a gradini, nota anche come criccatura a gradini da idrogeno, si verifica negli acciai ad alta resistenza, in particolare nelle strutture saldate. È riconoscibile da un modello di criccatura a zigzag o a scala, solitamente osservato vicino alle saldature.

Meccanismo:
La criccatura a gradini si verifica a causa degli effetti combinati di fragilità da idrogeno e stress residuo da saldatura. La cricca si propaga in modo graduale, seguendo il percorso più debole attraverso il materiale.

Prevenzione:

  • Trattamento termico: Utilizzare trattamenti termici pre e post saldatura per ridurre le sollecitazioni residue.
  • Selezione del materiale: Scegliere materiali con una migliore resistenza alla fragilità da idrogeno.
  • Cottura all'idrogeno: Dopo la saldatura, attuare procedure di cottura all'idrogeno per rimuovere l'idrogeno assorbito.

6. Criccatura sotto sforzo dello zinco (SZC)

Riconoscimento:
La criccatura sotto sforzo dello zinco (SZC) si verifica negli acciai zincati (galvanizzati). È riconosciuta da crepe intergranulari che possono portare alla delaminazione del rivestimento di zinco e al successivo cedimento strutturale dell'acciaio sottostante.

Meccanismo:
La SZC è causata dalla combinazione di stress di trazione all'interno del rivestimento di zinco e dall'esposizione a un ambiente corrosivo. Lo stress all'interno del rivestimento, unito a fattori ambientali, porta a cricche intergranulari e guasti.

Prevenzione:

  • Controllo del rivestimento: Assicurare il corretto spessore del rivestimento di zinco per evitare sollecitazioni eccessive.
  • Considerazioni sul design: Evitare curve e angoli stretti che concentrano lo stress.
  • Controllo ambientale: Ridurre l'esposizione ad ambienti corrosivi che potrebbero aggravare la formazione di crepe.

7. Cracking da stress da idrogeno (HSC)

Riconoscimento:
La criccatura da stress da idrogeno (HSC) è una forma di fragilità da idrogeno che si verifica negli acciai ad alta resistenza esposti all'idrogeno. È caratterizzata da una frattura fragile improvvisa sotto sforzo di trazione.

Meccanismo:
Gli atomi di idrogeno si diffondono nell'acciaio, causandone l'infragilimento. Questo infragilimento riduce significativamente la tenacità del materiale, rendendolo incline a crepe e cedimenti improvvisi sotto sforzo.

Prevenzione:

  • Selezione del materiale: Scegliere materiali con una minore suscettibilità alla fragilità da idrogeno.
  • Controllo ambientale: Ridurre al minimo l'esposizione all'idrogeno durante la lavorazione e il servizio.
  • Misure di protezione: Applicare rivestimenti protettivi e utilizzare la protezione catodica per impedire l'ingresso di idrogeno.

8. Fragilità da idrogeno (HE)

Riconoscimento:
L'infragilimento da idrogeno (HE) è un termine generico per la perdita di duttilità e la successiva criccatura o frattura di un materiale a causa dell'assorbimento di idrogeno. È spesso riconosciuto dalla natura improvvisa e fragile della frattura.

Meccanismo:
Gli atomi di idrogeno entrano nella struttura reticolare del metallo, causando una significativa riduzione della duttilità e della tenacità. Sotto stress, il materiale fragile è soggetto a crepe e rotture.

Prevenzione:

  • Selezione del materiale: Utilizzare materiali resistenti alla fragilità da idrogeno.
  • Controllo dell'idrogeno: Gestire l'esposizione all'idrogeno durante la produzione e l'assistenza per prevenirne l'assorbimento.
  • Rivestimenti protettivi: Applicare rivestimenti che impediscano all'idrogeno di penetrare nel materiale.

9. Cricche da corrosione sotto sforzo (SCC)

Riconoscimento:
La corrosione sotto sforzo (SCC) è caratterizzata dalla presenza di sottili crepe che solitamente si formano sulla superficie del materiale e si propagano attraverso il suo spessore. La SCC si verifica quando un materiale è esposto a uno specifico ambiente corrosivo mentre è sotto sforzo di trazione.

Meccanismo:
La SCC deriva dagli effetti combinati di stress di trazione e di un ambiente corrosivo. Ad esempio, la SCC indotta da cloruro è un problema comune negli acciai inossidabili, dove gli ioni cloruro facilitano l'inizio e la propagazione delle cricche sotto stress.

Prevenzione:

  • Selezione del materiale: Scegliere materiali resistenti al tipo specifico di SCC pertinente per l'ambiente.
  • Controllo ambientale: Ridurre la concentrazione di specie corrosive, come i cloruri, nell'ambiente operativo.
  • Gestione dello stress: Utilizzare la ricottura di distensione e una progettazione attenta per ridurre al minimo le tensioni residue che possono contribuire alla SCC.

Conclusione

Le crepe ambientali rappresentano una sfida complessa e multiforme per le industrie in cui l'integrità dei materiali è critica. Comprendere i meccanismi specifici alla base di ogni tipo di fessurazione, come HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE e SCC, è essenziale per una prevenzione efficace. Implementando strategie come la selezione dei materiali, la gestione dello stress, il controllo ambientale e i rivestimenti protettivi, le industrie possono ridurre significativamente i rischi associati a queste forme di fessurazione, garantendo la sicurezza, l'affidabilità e la longevità delle loro infrastrutture.

Con il continuo progresso tecnologico, si evolveranno anche i metodi per contrastare le crepe ambientali, rendendo la ricerca e lo sviluppo continui essenziali per preservare l'integrità dei materiali in ambienti sempre più difficili.

Costruzione di serbatoi di stoccaggio di petrolio: calcolo dei requisiti delle piastre di acciaio

Come calcolare il numero di piastre di acciaio per i serbatoi di stoccaggio del petrolio

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La costruzione di serbatoi di stoccaggio del petrolio richiede una pianificazione precisa e calcoli accurati per garantire integrità strutturale, sicurezza ed economicità. Per i serbatoi costruiti utilizzando piastre in acciaio al carbonio, determinare la quantità e la disposizione di queste piastre è fondamentale. In questo blog, esploreremo il processo di calcolo del numero di piastre di acciaio necessarie per costruire tre serbatoi cilindrici di stoccaggio dell'olio, utilizzando un esempio specifico per illustrare i passaggi coinvolti.

Specifiche del progetto

Requisiti del cliente:

  • Opzioni di spessore della piastra: Piastre in acciaio al carbonio da 6 mm, 8 mm e 10 mm
  • Dimensioni della piastra: Larghezza: 2200mm, Lunghezza: 6000mm

Specifiche del serbatoio:

  • Numero di serbatoi: 3
  • Volume del serbatoio individuale: 3.000 metri cubi
  • Altezza: 12 metri
  • Diametro: 15.286 metri

Passaggi per calcolare le quantità di piastre di acciaio per tre serbatoi cilindrici di stoccaggio dell'olio

Fase 1: Calcolare la superficie di un singolo serbatoio

La superficie di ogni serbatoio è la somma delle superfici del guscio cilindrico, del fondo e del tetto.

1. Calcola la circonferenza e l'area del guscio

2. Calcola l'area del fondo e del tetto

 

Fase 2: Calcolare la superficie totale di tutti i serbatoi

Fase 3: determinare il numero di piastre di acciaio necessarie

Fase 4: Assegnare lo spessore della piastra

Per ottimizzare l'integrità strutturale e i costi dei serbatoi, assegnare diversi spessori delle piastre alle varie parti di ciascun serbatoio:

  • Piastre da 6 mm: Utilizzare per i tetti, dove le sollecitazioni strutturali sono minori.
  • Piastre da 8mm: Applicare alle sezioni superiori dei gusci dei serbatoi, dove la sollecitazione è moderata.
  • Piastre da 10 mm: Da utilizzare per il fondo e le sezioni inferiori dei gusci, dove lo stress è maggiore a causa del peso del petrolio immagazzinato.

Fase 5: Esempio di allocazione delle piastre per ogni serbatoio

Piastre inferiori:

  • Area richiesta per serbatoio: 183,7 metri quadrati
  • Spessore della piastra: 10mm
  • Numero di piastre per serbatoio: [183.7/13.2] piatti
  • Totale per 3 serbatoi: 14 × 3 piatti

Piastre a conchiglia:

  • Area richiesta per serbatoio: 576 metri quadrati
  • Spessore della piastra: 10mm (sezione inferiore), 8mm (sezione superiore)
  • Numero di piastre per serbatoio: [576/13.2] piatti
    • Sezione inferiore (10 mm): Circa 22 piastre per serbatoio
    • Sezione superiore (8 mm): Circa 22 piastre per serbatoio
  • Totale per 3 serbatoi: 44 × 3 piatti

Piastre del tetto:

  • Area richiesta per serbatoio: 183,7 metri quadrati
  • Spessore della piastra: 6mm
  • Numero di piastre per serbatoio: [183.7/13.2] piatti
  • Totale per 3 serbatoi: 14 × 3 = piatti

Considerazioni per calcoli accurati

  • tolleranza alla corrosione: Aggiungere uno spessore aggiuntivo per tenere conto della corrosione futura.
  • Spreco: Considerare lo spreco di materiale dovuto al taglio e all'adattamento, aggiungendo in genere 5-10% di materiale extra.
  • Codici di progettazione: Garantire la conformità ai codici e agli standard di progettazione pertinenti, come API 650, quando si determina lo spessore della piastra e la progettazione del serbatoio.

Conclusione

Costruire serbatoi di stoccaggio del petrolio con piastre in acciaio al carbonio comporta calcoli precisi per garantire l'efficienza dei materiali e l'integrità strutturale. Determinando con precisione l'area superficiale e considerando gli spessori delle piastre appropriati, è possibile stimare il numero di piastre necessarie per costruire serbatoi che soddisfano gli standard del settore e i requisiti dei clienti. Questi calcoli costituiscono la base per una costruzione di serbatoi di successo, consentendo un approvvigionamento efficiente dei materiali e una pianificazione del progetto. Che si tratti di un nuovo progetto o di un ammodernamento di serbatoi esistenti, questo approccio garantisce soluzioni di stoccaggio del petrolio robuste e affidabili che si allineano alle migliori pratiche ingegneristiche. Se hai un nuovo progetto di serbatoio di stoccaggio di GNL, carburante per aviazione o petrolio greggio, non esitare a contattare [email protected] per un preventivo ottimale per lamiere d'acciaio.

Rivestimento 3LPE vs rivestimento 3LPP

3LPE vs 3LPP: confronto completo dei rivestimenti per condotte

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I rivestimenti delle condotte sono essenziali per proteggere le condotte in acciaio dalla corrosione e da altri fattori ambientali. Tra i rivestimenti più comunemente utilizzati ci sono Polietilene a 3 strati (3LPE) E Polipropilene a 3 strati (3LPP) rivestimenti. Entrambi i rivestimenti offrono una protezione robusta, ma differiscono in termini di applicazione, composizione e prestazioni. Questo blog fornirà un confronto dettagliato tra i rivestimenti 3LPE e 3LPP, concentrandosi su cinque aree chiave: selezione del rivestimento, composizione del rivestimento, prestazioni del rivestimento, requisiti di costruzione e processo di costruzione.

1. Selezione del rivestimento

Rivestimento 3LPE:

  • Utilizzo: 3LPE è ampiamente utilizzato nell'industria petrolifera e del gas per condotte onshore e offshore. È particolarmente adatto per ambienti in cui sono richieste una moderata resistenza alla temperatura e un'eccellente protezione meccanica.
  • Intervallo di temperatura:Il rivestimento 3LPE viene solitamente utilizzato per condotte che operano a temperature comprese tra -40°C e 80°C.
  • Considerazione dei costi: Il 3LPE è generalmente più conveniente del 3LPP, il che lo rende una scelta popolare per progetti con vincoli di budget in cui i requisiti di temperatura rientrano nell'intervallo supportato.

Rivestimento 3LPP:

  • Utilizzo: 3LPP è preferito in ambienti ad alta temperatura, come condotte offshore in acque profonde e condotte che trasportano fluidi caldi. Viene anche utilizzato in aree in cui è necessaria una protezione meccanica superiore.
  • Intervallo di temperatura:I rivestimenti 3LPP possono resistere a temperature più elevate, in genere comprese tra -20°C e 140°C, il che li rende adatti per applicazioni più impegnative.
  • Considerazione dei costi:I rivestimenti 3LPP sono più costosi a causa della loro superiore resistenza alla temperatura e delle loro proprietà meccaniche, ma sono necessari per le condotte che operano in condizioni estreme.

Riepilogo della selezione: La scelta tra 3LPE e 3LPP dipende principalmente dalla temperatura di esercizio della conduttura, dalle condizioni ambientali e da considerazioni di budget. 3LPE è ideale per temperature moderate e progetti attenti ai costi, mentre 3LPP è preferibile per ambienti ad alta temperatura e dove è essenziale una maggiore protezione meccanica.

2. Composizione del rivestimento

Composizione del rivestimento 3LPE:

  • Strato 1: Epossidico legato a fusione (FBE): Lo strato più interno garantisce un'eccellente adesione al substrato in acciaio e funge da strato primario di protezione dalla corrosione.
  • Strato 2: Adesivo copolimero: Questo strato lega lo strato FBE allo strato superiore in polietilene, garantendo una forte adesione e un'ulteriore protezione dalla corrosione.
  • Strato 3: Polietilene (PE): Lo strato esterno in polietilene fornisce protezione meccanica contro i danni fisici durante la movimentazione, il trasporto e l'installazione.

Composizione del rivestimento 3LPP:

  • Strato 1: Epossidico legato a fusione (FBE):Similmente al 3LPE, lo strato FBE nel 3LPP funge da strato primario di protezione dalla corrosione e di legame.
  • Strato 2: Adesivo copolimero: Questo strato adesivo lega l'FBE al rivestimento superficiale in polipropilene, garantendo una forte adesione.
  • Strato 3: Polipropilene (PP): Lo strato esterno in polipropilene offre una protezione meccanica superiore e una maggiore resistenza alle temperature rispetto al polietilene.

Riepilogo della composizione: Entrambi i rivestimenti condividono una struttura simile, con uno strato FBE, un adesivo copolimero e uno strato protettivo esterno. Tuttavia, il materiale dello strato esterno è diverso (polietilene in 3LPE e polipropilene in 3LPP), il che comporta differenze nelle caratteristiche prestazionali.

3. Prestazioni del rivestimento

Prestazioni del rivestimento 3LPE:

  • Resistenza alla temperatura: Il 3LPE offre buone prestazioni in ambienti con temperature moderate, ma potrebbe non essere adatto a temperature superiori a 80°C.
  • Protezione meccanica: Lo strato esterno in polietilene offre un'eccellente resistenza ai danni fisici, rendendolo adatto alle condotte onshore e offshore.
  • Resistenza alla corrosione: La combinazione di strati di FBE e PE offre una solida protezione contro la corrosione, soprattutto in ambienti umidi o bagnati.
  • Resistenza chimica: Il 3LPE offre una buona resistenza agli agenti chimici ma è meno efficace in ambienti con esposizione a sostanze chimiche aggressive rispetto al 3LPP.

Prestazioni del rivestimento 3LPP:

  • Resistenza alla temperatura: Il 3LPP è progettato per resistere a temperature più elevate, fino a 140°C, il che lo rende ideale per condotte che trasportano fluidi caldi o situate in ambienti ad alta temperatura.
  • Protezione meccanica: Lo strato in polipropilene garantisce una protezione meccanica superiore, soprattutto nelle condotte offshore in acque profonde, dove le pressioni esterne e lo stress fisico sono maggiori.
  • Resistenza alla corrosione: Il 3LPP offre un'eccellente protezione dalla corrosione, simile al 3LPE, ma con prestazioni migliori in ambienti con temperature più elevate.
  • Resistenza chimica: Il 3LPP ha una resistenza chimica superiore, il che lo rende più adatto agli ambienti con sostanze chimiche aggressive o idrocarburi.

Riepilogo delle prestazioni: 3LPP supera 3LPE in ambienti ad alta temperatura e offre una migliore resistenza meccanica e chimica. Tuttavia, 3LPE è ancora altamente efficace per temperature moderate e ambienti meno aggressivi.

4. Requisiti di costruzione

Requisiti di costruzione 3LPE:

  • Preparazione della superficie: Una corretta preparazione della superficie è fondamentale per l'efficacia del rivestimento 3LPE. La superficie dell'acciaio deve essere pulita e ruvida per ottenere l'adesione necessaria per lo strato FBE.
  • Condizioni di applicazione: L'applicazione del rivestimento 3LPE deve essere effettuata in un ambiente controllato per garantire la corretta adesione di ogni strato.
  • Specifiche di spessore: Lo spessore di ogni strato è fondamentale: lo spessore totale varia solitamente da 1,8 mm a 3,0 mm, a seconda dell'uso previsto della condotta.

Requisiti di costruzione 3LPP:

  • Preparazione della superficie: Come per il 3LPE, la preparazione della superficie è fondamentale. L'acciaio deve essere pulito per rimuovere eventuali contaminanti e reso ruvido per garantire la corretta adesione dello strato FBE.
  • Condizioni di applicazione: Il processo di applicazione del 3LPP è simile a quello del 3LPE, ma spesso richiede un controllo più preciso a causa della maggiore resistenza alla temperatura del rivestimento.
  • Specifiche di spessore: I rivestimenti 3LPP sono solitamente più spessi di quelli 3LPE, con uno spessore totale che varia da 2,0 mm a 4,0 mm, a seconda dell'applicazione specifica.

Riepilogo dei requisiti di costruzione: Sia 3LPE che 3LPP richiedono una preparazione meticolosa della superficie e ambienti applicativi controllati. Tuttavia, i rivestimenti 3LPP richiedono generalmente applicazioni più spesse per ottenere le loro qualità protettive migliorate.

5. Processo di costruzione

Processo di costruzione 3LPE:

  1. Pulizia delle superfici:Il tubo di acciaio viene pulito utilizzando metodi come la sabbiatura per rimuovere ruggine, calcare e altri contaminanti.
  2. Domanda FBE:Il tubo pulito viene preriscaldato e lo strato FBE viene applicato elettrostaticamente, garantendo un forte legame con l'acciaio.
  3. Applicazione dello strato adesivo: Un adesivo copolimero viene applicato sullo strato di FBE, legando l'FBE allo strato esterno di polietilene.
  4. Applicazione dello strato PE: Lo strato di polietilene viene estruso sul tubo, garantendo protezione meccanica e ulteriore resistenza alla corrosione.
  5. Raffreddamento e ispezione: Il tubo rivestito viene raffreddato, ispezionato per individuare eventuali difetti e preparato per il trasporto.

Processo di costruzione 3LPP:

  1. Pulizia delle superfici: Similmente al 3LPE, il tubo in acciaio viene pulito accuratamente per garantire la corretta adesione degli strati di rivestimento.
  2. Domanda FBE:Lo strato FBE viene applicato al tubo preriscaldato e funge da strato primario di protezione dalla corrosione.
  3. Applicazione dello strato adesivo: Un adesivo copolimero viene applicato sullo strato FBE, assicurando un forte legame con la finitura in polipropilene.
  4. Applicazione dello strato PP: Lo strato di polipropilene viene applicato tramite estrusione, garantendo una resistenza meccanica e termica superiore.
  5. Raffreddamento e ispezione: Il tubo viene raffreddato, ispezionato per individuare eventuali difetti e preparato per l'impiego.

Riepilogo del processo di costruzione: I processi di costruzione per 3LPE e 3LPP sono simili, con differenze principalmente nei materiali utilizzati per lo strato protettivo esterno. Entrambi i processi richiedono un attento controllo della temperatura, della pulizia e dello spessore dello strato per garantire prestazioni ottimali.

Conclusione

La scelta tra rivestimenti 3LPE e 3LPP dipende da diversi fattori, tra cui la temperatura di esercizio, le condizioni ambientali, lo stress meccanico e il budget.

  • 3LPE è ideale per condotte che operano a temperature moderate e dove il costo è un fattore significativo. Offre un'eccellente resistenza alla corrosione e protezione meccanica per la maggior parte delle applicazioni onshore e offshore.
  • 3LPP, d'altro canto, è la scelta preferita per ambienti ad alta temperatura e applicazioni che richiedono una protezione meccanica superiore. Il suo costo più elevato è giustificato dalle sue prestazioni migliorate in condizioni difficili.

Comprendere i requisiti specifici del tuo progetto di pipeline è essenziale per selezionare il rivestimento appropriato. Sia 3LPE che 3LPP hanno i loro punti di forza e applicazioni, e la scelta giusta garantirà protezione e durata a lungo termine per la tua infrastruttura di pipeline.

Esplorare il ruolo fondamentale dei tubi in acciaio nell'esplorazione di petrolio e gas

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I. Conoscenza di base delle tubazioni per l'industria del petrolio e del gas

1. Spiegazione della terminologia

API: Abbreviazione di Istituto americano del petrolio.
OTTG: Abbreviazione di Beni tubolari dei paesi petroliferi, compreso il tubo dell'involucro dell'olio, la tubazione dell'olio, l'asta di perforazione, il collare di perforazione, le punte da trapano, l'asta della ventosa, i giunti del cucciolo, ecc.
Tubazione dell'olio: I tubi vengono utilizzati nei pozzi petroliferi per l'estrazione del petrolio, l'estrazione del gas, l'iniezione di acqua e la fratturazione di acidi.
Involucro: Tubazione che viene calata dalla superficie del terreno in un foro trivellato come rivestimento per prevenire il collasso del muro.
Asta di perforazione: Tubo utilizzato per la perforazione di pozzi.
Tubo di linea: Tubo utilizzato per il trasporto di petrolio o gas.
Accoppiamenti: Cilindri utilizzati per collegare due tubi filettati con filettatura interna.
Materiale di accoppiamento: Tubo utilizzato per la produzione di raccordi.
Thread API: Filettature di tubi specificate dallo standard API 5B, comprese filettature rotonde di tubi dell'olio, filettature rotonde corte dell'involucro, filettature rotonde lunghe dell'involucro, filettature trapezoidali parziali dell'involucro, filettature di tubi di linea e così via.
Connessione Premium: Filettature non API con proprietà di tenuta speciali, proprietà di connessione e altre proprietà.
Fallimenti: deformazione, frattura, danno superficiale e perdita della funzione originale in condizioni di servizio specifiche.
Principali forme di fallimento: schiacciamento, scivolamento, rottura, perdita, corrosione, incollaggio, usura e così via.

2. Standard relativi al petrolio

Specifica API 5B, 17a edizione – Specifiche per filettatura, misurazione e ispezione della filettatura di involucri, tubi e filettature di condotte
Specifica API 5L, 46a edizione – Specifiche per tubi di linea
API Spec 5CT, 11a edizione – Specifiche per involucro e tubi
Specifica API 5DP, 7a edizione – Specifiche per aste di perforazione
Specifica API 7-1, 2a edizione – Specifiche per gli elementi dello stelo del trapano rotante
Specifica API 7-2, 2a edizione – Specifiche per la filettatura e la misurazione delle connessioni filettate con spallamento rotante
Specifica API 11B, 24a edizione – Specifiche per aste a ventosa, aste e rivestimenti lucidati, giunti, barre platine, morsetti per aste lucidati, premistoppa e raccordi a T di pompaggio
ISO 3183:2019 – Industrie del petrolio e del gas naturale – Tubi in acciaio per sistemi di trasporto condotte
ISO11960:2020 – Industrie del petrolio e del gas naturale – Tubi in acciaio da utilizzare come involucri o tubazioni per pozzi
NACE MR0175/ISO 15156:2020 – Industrie del petrolio e del gas naturale – Materiali da utilizzare in ambienti contenenti H2S nella produzione di petrolio e gas

II. Tubazione dell'olio

1. Classificazione dei tubi dell'olio

I tubi dell'olio sono suddivisi in tubi dell'olio non rovesciati (NU), tubi dell'olio rovesciati esterni (EU) e tubi dell'olio con giunto integrale (IJ). Tubazione olio NU significa che l'estremità del tubo ha uno spessore normale e gira direttamente la filettatura e porta i giunti. Tubo ricalcato significa che le estremità di entrambi i tubi sono ricalcate esternamente, quindi filettate e accoppiate. Tubo con giunto integrale significa che un'estremità del tubo è sbalzata con filettature esterne e l'altra estremità è sbalzata con filettature interne e collegata direttamente senza giunti.

2. Funzione del tubo dell'olio

① Estrazione di petrolio e gas: dopo che i pozzi di petrolio e gas sono stati perforati e cementati, il tubo viene posizionato nell'involucro del petrolio per estrarre petrolio e gas nel terreno.
② Iniezione di acqua: quando la pressione di fondo pozzo è insufficiente, iniettare acqua nel pozzo attraverso il tubo.
③ Iniezione di vapore: nel recupero di olio caldo denso, il vapore deve essere immesso nel pozzo con un tubo dell'olio isolato.
④ Acidificazione e fratturazione: nella fase avanzata della perforazione di pozzi o per migliorare la produzione di pozzi di petrolio e gas, è necessario immettere il mezzo di acidificazione e fratturazione o il materiale di indurimento nello strato di petrolio e gas, e il mezzo e il materiale di indurimento sono trasportato attraverso il tubo dell'olio.

3. Grado di acciaio dei tubi dell'olio

I gradi di acciaio dei tubi dell'olio sono H40, J55, N80, L80, C90, T95, P110.
N80 è diviso in N80-1 e N80Q, i due hanno le stesse proprietà di trazione dello stesso, le due differenze sono lo stato di consegna e le differenze di prestazioni all'impatto, consegna N80-1 per stato normalizzato o quando la temperatura finale di laminazione è maggiore della temperatura critica Ar3 e riduzione della tensione dopo il raffreddamento ad aria e può essere utilizzato per trovare la laminazione a caldo invece che normalizzata, non sono richiesti test di impatto e non distruttivi; N80Q deve essere temperato (bonificato e temperato). Trattamento termico, la funzione di impatto deve essere in linea con le disposizioni dell'API 5CT e deve essere sottoposta a test non distruttivi.
L80 si divide in L80-1, L80-9Cr e L80-13Cr. Le loro proprietà meccaniche e lo stato di consegna sono gli stessi. Differenze nell'uso, difficoltà di produzione e prezzo, L80-1 per il tipo generale, L80-9Cr e L80-13Cr sono tubi ad alta resistenza alla corrosione, difficoltà di produzione, costosi e solitamente utilizzati in pozzi con corrosione pesante.
C90 e T95 sono divisi in 1 e 2 tipi, vale a dire C90-1, C90-2 e T95-1, T95-2.

4. Grado di acciaio comunemente utilizzato per i tubi dell'olio, nome dell'acciaio e stato di consegna

Tubi per olio NU J55 (37Mn5): laminati a caldo anziché normalizzati
Tubazione olio UE J55 (37Mn5): normalizzata a tutta lunghezza dopo il ribaltamento
Tubi per olio N80-1 (36Mn2V) NU: laminati a caldo anziché normalizzati
Tubi olio UE N80-1 (36Mn2V): normalizzati su tutta la lunghezza dopo il ribaltamento
Tubi olio N80-Q (30Mn5): 30Mn5, rinvenimento su tutta la lunghezza
Tubi olio L80-1 (30Mn5): 30Mn5, rinvenimento su tutta la lunghezza
P110 (25CrMnMo) Tubi olio: 25CrMnMo, rinvenimento su tutta la lunghezza
Accoppiamento J55 (37Mn5): Laminato a caldo in linea Normalizzato
Accoppiamento N80 (28MnTiB): rinvenimento su tutta la lunghezza
Accoppiamento L80-1 (28MnTiB): temperato a tutta lunghezza
Accoppiamento P110 (25CrMnMo): Rinvenimento su tutta la lunghezza

III. Tubo dell'involucro

1. Classificazione e ruolo dell'involucro

L'involucro è il tubo d'acciaio che sostiene la parete dei pozzi di petrolio e gas. In ciascun pozzo vengono utilizzati diversi strati di rivestimento a seconda delle diverse profondità di perforazione e condizioni geologiche. Il cemento viene utilizzato per cementare l'involucro dopo che è stato calato nel pozzo e, a differenza del tubo dell'olio e dell'asta di perforazione, non può essere riutilizzato e appartiene ai materiali di consumo usa e getta. Pertanto, il consumo di rivestimenti rappresenta oltre il 70% di tutti i tubi dei pozzi petroliferi. L'involucro può essere suddiviso in involucro del conduttore, involucro intermedio, involucro di produzione e involucro di rivestimento in base al suo utilizzo, e le loro strutture nei pozzi petroliferi sono mostrate nella Figura 1.

①Involucro del conduttore: Generalmente, utilizzando gradi API K55, J55 o H40, il rivestimento del conduttore stabilizza la testa del pozzo e isola le falde acquifere poco profonde con diametri solitamente intorno ai 20 o 16 pollici.

②Involucro intermedio: L'involucro intermedio, spesso realizzato con gradi API K55, N80, L80 o P110, viene utilizzato per isolare formazioni instabili e zone di pressione variabili, con diametri tipici di 13 3/8 pollici, 11 3/4 pollici o 9 5/8 pollici .

③Involucro di produzione: Costruito in acciaio di alta qualità come i gradi API J55, N80, L80, P110 o Q125, l'involucro di produzione è progettato per resistere alle pressioni di produzione, comunemente con diametri di 9 5/8 pollici, 7 pollici o 5 1/2 pollici.

④Involucro della fodera: I rivestimenti estendono il pozzo nel serbatoio, utilizzando materiali come i gradi API L80, N80 o P110, con diametri tipici di 7 pollici, 5 pollici o 4 1/2 pollici.

⑤Tubo: I tubi trasportano gli idrocarburi in superficie, utilizzando i gradi API J55, L80 o P110, ed sono disponibili nei diametri di 4 1/2 pollici, 3 1/2 pollici o 2 7/8 pollici.

IV. Tubo di perforazione

1. Classificazione e funzione dei tubi per utensili di perforazione

L'asta di perforazione quadrata, l'asta di perforazione, l'asta di perforazione zavorrata e il collare di perforazione negli strumenti di perforazione formano l'asta di perforazione. L'asta di perforazione è lo strumento di carotaggio che guida la punta del trapano dal terreno al fondo del pozzo ed è anche un canale dal terreno al fondo del pozzo. Ha tre ruoli principali:

① Per trasmettere la coppia per guidare la punta del trapano per forare;

② Affidarsi al proprio peso sulla punta del trapano per rompere la pressione della roccia sul fondo del pozzo;

③ Per trasportare il fluido di lavaggio, ovvero perforare il fango nel terreno attraverso le pompe del fango ad alta pressione, la colonna di perforazione nel pozzo scorre nel fondo del pozzo per eliminare i detriti rocciosi, raffreddare la punta del trapano e trasportare i detriti rocciosi attraverso la superficie esterna della colonna e la parete del pozzo tra l'anello per ritornare al suolo, per raggiungere lo scopo di perforare il pozzo.

L'asta di perforazione nel processo di perforazione può resistere a una varietà di carichi alternati complessi, come trazione, compressione, torsione, flessione e altre sollecitazioni, la superficie interna è anche soggetta a dilavamento e corrosione del fango ad alta pressione.
(1) Asta di perforazione quadrata: l'asta di perforazione quadrata ha due tipi di tipo quadrilatero e di tipo esagonale, l'asta di perforazione per petrolio cinese, ogni serie di colonne di perforazione utilizza solitamente un'asta di perforazione di tipo quadrilatero. Le sue specifiche sono 63,5 mm (2-1/2 pollici), 88,9 mm (3-1/2 pollici), 107,95 mm (4-1/4 pollici), 133,35 mm (5-1/4 pollici), 152,4 mm ( 6 pollici) e così via. Solitamente, la lunghezza utilizzata è 12~14,5 m.
(2) Tubo di perforazione: L'asta di perforazione è lo strumento principale per perforare i pozzi, collegata all'estremità inferiore dell'asta di perforazione quadrata, e man mano che il pozzo di perforazione continua ad approfondirsi, l'asta di perforazione continua ad allungare la colonna di perforazione uno dopo l'altro. Le specifiche del tubo di perforazione sono: 60,3 mm (2-3/8 pollici), 73,03 mm (2-7/8 pollici), 88,9 mm (3-1/2 pollici), 114,3 mm (4-1/2 pollici) , 127 mm (5 pollici), 139,7 mm (5-1/2 pollici) e così via.
(3) Asta di perforazione per carichi pesanti: Un'asta di perforazione zavorrata è uno strumento di transizione che collega l'asta di perforazione e il collare di perforazione, che può migliorare le condizioni di forza dell'asta di perforazione e aumentare la pressione sulla punta di perforazione. Le specifiche principali dell'asta di perforazione zavorrata sono 88,9 mm (3-1/2 pollici) e 127 mm (5 pollici).
(4) Collare per trapano: il collare di perforazione è collegato alla parte inferiore dell'asta di perforazione, che è uno speciale tubo a pareti spesse con elevata rigidità, che esercita pressione sulla punta del trapano per rompere la roccia e svolge un ruolo guida durante la perforazione di un pozzo diritto. Le specifiche comuni dei collari per trapano sono 158,75 mm (6-1/4 pollici), 177,85 mm (7 pollici), 203,2 mm (8 pollici), 228,6 mm (9 pollici) e così via.

V. Tubo di linea

1. Classificazione dei tubi di linea

Il tubo di linea viene utilizzato nell'industria petrolifera e del gas per la trasmissione di petrolio, petrolio raffinato, gas naturale e condotte idriche con l'abbreviazione di tubo d'acciaio. Il trasporto di oleodotti e gasdotti è suddiviso principalmente in condotte principali, condotte secondarie e condutture della rete di condotte urbane, tre tipi di condutture principali con le solite specifiche per ∅406 ~ 1219 mm, spessore della parete di 10 ~ 25 mm, grado di acciaio X42 ~ X80 ; le condotte di diramazione e le condutture della rete di condotte urbane sono generalmente specifiche per ∅114 ~ 700 mm, spessore della parete di 6 ~ 20 mm, grado di acciaio per X42 ~ X80. Il grado di acciaio è X42~X80. Il tubo di linea è disponibile come tipo saldato e senza saldatura. Il tubo di linea saldato viene utilizzato più del tubo di linea senza saldatura.

2. Standard del tubo di linea

Specifica API 5L – Specifiche per tubi di linea
ISO 3183 – Industrie del petrolio e del gas naturale – Tubi in acciaio per sistemi di trasporto condotte

3. PSL1 e PSL2

PSL è l'abbreviazione di Livello delle specifiche del prodotto. Il livello delle specifiche del prodotto Line Pipe è diviso in PSL 1 e PSL 2, si può anche dire che il livello di qualità è diviso in PSL 1 e PSL 2. PSL 2 è superiore a PSL 1, i 2 livelli di specifica non solo hanno requisiti di test diversi, ma i requisiti relativi alla composizione chimica e alle proprietà meccaniche sono diversi, quindi secondo l'ordine API 5L, i termini del contratto oltre a specificare le specifiche, il grado di acciaio e altri indicatori comuni, devono anche indicare il livello di specifica del prodotto, ovvero PSL 1 o PSL 2. PSL 2 nella composizione chimica, proprietà di trazione, potenza d'impatto, test non distruttivi e altri indicatori sono più severi di PSL 1.

4. Grado di acciaio per tubi, composizione chimica e proprietà meccaniche

Il grado di acciaio per tubi da basso ad alto è suddiviso in: A25, A, B, X42, X46, X52, X60, X65, X70 e X80. Per la composizione chimica dettagliata e le proprietà meccaniche, fare riferimento alla specifica API 5L, libro 46a edizione.

5. Test idrostatico sui tubi e requisiti di esame non distruttivo

Il tubo di linea deve essere sottoposto a test idraulici ramo per ramo e lo standard non consente la generazione non distruttiva di pressione idraulica, che rappresenta anche una grande differenza tra lo standard API e i nostri standard. PSL 1 non richiede test non distruttivi, PSL 2 dovrebbe essere test non distruttivo ramo per ramo.

VI. Connessioni premium

1. Introduzione delle Connessioni Premium

Premium Connection è un thread pipe con una struttura speciale diversa dal thread API. Sebbene l'attuale involucro dell'olio filettato API sia ampiamente utilizzato nello sfruttamento dei pozzi petroliferi, i suoi difetti sono chiaramente mostrati nell'ambiente speciale di alcuni giacimenti petroliferi: la colonna con tubo filettato tondo API, sebbene le sue prestazioni di tenuta siano migliori, la forza di trazione sopportata dall'involucro filettato la parte è equivalente solo a 60% fino a 80% della resistenza del corpo del tubo e quindi non può essere utilizzata nello sfruttamento di pozzi profondi; la colonna per tubi filettati trapezoidali con polarizzazione API, sebbene le sue prestazioni di trazione siano molto superiori a quelle della connessione filettata rotonda API, le sue prestazioni di tenuta non sono così buone. Sebbene le prestazioni di trazione della colonna siano molto superiori a quelle della connessione con filettatura tonda API, le sue prestazioni di tenuta non sono molto buone, quindi non possono essere utilizzate nello sfruttamento di pozzi di gas ad alta pressione; inoltre, il grasso filettato può svolgere il suo ruolo solo in ambienti con temperatura inferiore a 95 ℃, quindi non può essere utilizzato nello sfruttamento di pozzi ad alta temperatura.

Rispetto alla connessione con filettatura tonda API e con filettatura trapezoidale parziale, la connessione premium ha compiuto progressi rivoluzionari nei seguenti aspetti:

(1) Una buona tenuta, grazie all'elasticità e al design della struttura di tenuta metallica, rende la tenuta del gas del giunto resistente al raggiungimento del limite del corpo del tubo entro la pressione di snervamento;

(2) Elevata resistenza della connessione, collegamento con speciale connessione a fibbia dell'involucro dell'olio, la sua resistenza della connessione raggiunge o supera la resistenza del corpo del tubo, per risolvere fondamentalmente il problema dello slittamento;

(3) Grazie al miglioramento del processo di selezione del materiale e di trattamento della superficie, è stato sostanzialmente risolto il problema della fibbia che si attacca al filo;

(4) Attraverso l'ottimizzazione della struttura, in modo che la distribuzione delle sollecitazioni articolari sia più ragionevole e più favorevole alla resistenza alla tensocorrosione;

(5) Attraverso la struttura della spalla dal design ragionevole, in modo che l'operazione della fibbia sull'operazione sia più facile da eseguire.

Attualmente, l’industria del petrolio e del gas vanta oltre 100 connessioni premium brevettate, che rappresentano progressi significativi nella tecnologia delle tubazioni. Questi design di filettatura specializzati offrono capacità di tenuta superiori, maggiore resistenza della connessione e maggiore resistenza alle sollecitazioni ambientali. Affrontando sfide quali alte pressioni, ambienti corrosivi e temperature estreme, queste innovazioni garantiscono maggiore affidabilità ed efficienza nelle operazioni di pozzi petroliferi in tutto il mondo. La continua ricerca e sviluppo di connessioni premium sottolineano il loro ruolo fondamentale nel supportare pratiche di perforazione più sicure e produttive, riflettendo un impegno costante verso l'eccellenza tecnologica nel settore energetico.

Connessione VAM®: Conosciute per le loro robuste prestazioni in ambienti difficili, le connessioni VAM® sono dotate di tecnologia avanzata di tenuta metallo-metallo e capacità di coppia elevata, garantendo operazioni affidabili in pozzi profondi e serbatoi ad alta pressione.

Serie di cunei TenarisHydril: Questa serie offre una gamma di connessioni come Blue®, Dopeless® e Wedge 521®, note per la loro eccezionale tenuta ai gas e resistenza alle forze di compressione e tensione, migliorando la sicurezza operativa e l'efficienza.

TSH® Blu: Progettate da Tenaris, le connessioni TSH® Blue utilizzano un design brevettato a doppia spalla e un profilo di filettatura ad alte prestazioni, fornendo un'eccellente resistenza alla fatica e facilità di inserimento in applicazioni di perforazione critiche.

Connessione Grant Prideco™ XT®: Progettate da NOV, le connessioni XT® incorporano un'esclusiva tenuta metallo-metallo e una forma di filettatura robusta, garantendo capacità di coppia e resistenza all'usura superiori, prolungando così la vita operativa della connessione.

Connessione da caccia Seal-Lock®: Caratterizzata da una tenuta metallo-metallo e da un profilo filettato unico, la connessione Seal-Lock® di Hunting è rinomata per la sua resistenza alla pressione superiore e affidabilità nelle operazioni di perforazione sia onshore che offshore.

Conclusione

In conclusione, l’intricata rete di tubi cruciale per l’industria del petrolio e del gas comprende un’ampia gamma di apparecchiature specializzate progettate per resistere ad ambienti rigorosi e richieste operative complesse. Dai tubi di rivestimento fondamentali che supportano e proteggono le pareti dei pozzi alle tubazioni versatili utilizzate nei processi di estrazione e iniezione, ogni tipo di tubo ha uno scopo distinto nell'esplorazione, produzione e trasporto di idrocarburi. Standard come le specifiche API garantiscono uniformità e qualità in questi tubi, mentre innovazioni come le connessioni premium migliorano le prestazioni in condizioni difficili. Con l’evolversi della tecnologia, questi componenti critici continuano a progredire, favorendo l’efficienza e l’affidabilità nelle operazioni energetiche globali. La comprensione di questi tubi e delle loro specifiche sottolinea il loro ruolo indispensabile nelle moderne infrastrutture del settore energetico.

Involucro e tubi Super 13Cr SMSS 13Cr

SMSS 13Cr e DSS 22Cr in ambiente H₂S/CO₂-olio-acqua

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I comportamenti alla corrosione dell'Acciaio Inossidabile Super Martensitico (SMS) 13Cr e l'acciaio inossidabile duplex (DSS) 22Cr in un ambiente H₂S/CO₂-olio-acqua sono di notevole interesse, soprattutto nell'industria del petrolio e del gas, dove questi materiali sono spesso esposti a condizioni difficili. Ecco una panoramica di come si comporta ciascun materiale in queste condizioni:

1. Acciaio inossidabile super martensitico (SMSS) 13Cr:

  • Composizione: SMSS 13Cr contiene tipicamente circa 12-14% cromo, con piccole quantità di nichel e molibdeno. L'alto contenuto di Cromo gli conferisce una buona resistenza alla corrosione, mentre la struttura martensitica garantisce un'elevata robustezza.
  • Comportamento alla corrosione:
    • Corrosione da CO₂: SMSS 13Cr mostra una moderata resistenza alla corrosione da CO₂, principalmente a causa della formazione di uno strato protettivo di ossido di cromo. Tuttavia, in presenza di CO₂, esiste il rischio di corrosione localizzata come vaiolatura e corrosione interstiziale.
    • Corrosione da H₂S: La presenza di H₂S aumenta il rischio di cracking da stress da solfuro (SSC) e infragilimento da idrogeno. SMSS 13Cr è alquanto resistente ma non immune a queste forme di corrosione, soprattutto a temperature e pressioni più elevate.
    • Ambiente olio-acqua: La presenza di olio può talvolta costituire una barriera protettiva, riducendo l'esposizione della superficie metallica agli agenti corrosivi. Tuttavia l’acqua, soprattutto sotto forma di salamoia, può essere altamente corrosiva. L'equilibrio delle fasi oleosa e acquosa può influenzare in modo significativo la velocità di corrosione complessiva.
  • Problemi comuni:
    • Cracking da stress da solfuri (SSC): La struttura martensitica, sebbene forte, è suscettibile all'SSC in presenza di H₂S.
    • Vaiolatura e corrosione interstiziale: Si tratta di preoccupazioni significative, soprattutto in ambienti con cloruri e CO₂.

2. Acciaio inossidabile duplex (DSS) 22Cr:

  • Composizione: DSS 22Cr contiene circa 22% di cromo, con circa 5% di nichel, 3% di molibdeno e una microstruttura bilanciata di austenite-ferrite. Ciò conferisce a DSS un'eccellente resistenza alla corrosione e un'elevata resistenza.
  • Comportamento alla corrosione:
    • Corrosione da CO₂: Il DSS 22Cr ha una resistenza superiore alla corrosione da CO₂ rispetto al SMSS 13Cr. L'alto contenuto di cromo e la presenza di molibdeno aiutano a formare uno strato di ossido stabile e protettivo che resiste alla corrosione.
    • Corrosione da H₂S: DSS 22Cr è altamente resistente alla corrosione indotta da H₂S, compresi SSC e infragilimento da idrogeno. La microstruttura equilibrata e la composizione della lega aiutano a mitigare questi rischi.
    • Ambiente olio-acqua: DSS 22Cr offre buone prestazioni in ambienti misti olio-acqua, resistendo sia alla corrosione generale che localizzata. La presenza di olio può aumentare la resistenza alla corrosione formando una pellicola protettiva, ma questo è meno critico per DSS 22Cr a causa della sua intrinseca resistenza alla corrosione.
  • Problemi comuni:
    • Cracking da tensocorrosione (SCC): Sebbene sia più resistente dell'SMSS 13Cr, il DSS 22Cr può comunque essere suscettibile all'SCC in determinate condizioni, come elevate concentrazioni di cloruro a temperature elevate.
    • Corrosione localizzata: DSS 22Cr è generalmente molto resistente alla vaiolatura e alla corrosione interstiziale, ma in condizioni estreme questi possono ancora verificarsi.

Riepilogo comparativo:

  • Resistenza alla corrosione: Il DSS 22Cr offre generalmente una resistenza alla corrosione superiore rispetto al SMSS 13Cr, soprattutto in ambienti contenenti sia H₂S che CO₂.
  • Forza e robustezza: SMSS 13Cr ha una resistenza maggiore ma è più suscettibile a problemi di corrosione come SSC e vaiolatura.
  • Idoneità all'applicazione: Il DSS 22Cr è spesso preferito in ambienti con rischi di corrosione più elevati, come quelli con livelli elevati di H₂S e CO₂, mentre il SMSS 13Cr potrebbe essere selezionato per applicazioni che richiedono una resistenza maggiore dove i rischi di corrosione sono moderati.

Conclusione:

Quando si sceglie tra SMSS 13Cr e DSS 22Cr per l'uso in ambienti H₂S/CO₂-olio-acqua, DSS 22Cr è in genere la scelta migliore per resistere alla corrosione, in particolare in ambienti più aggressivi. Tuttavia, la decisione finale dovrebbe considerare le condizioni specifiche, tra cui temperatura, pressione e le relative concentrazioni di H₂S e CO₂.