Cracking indotto dall'idrogeno HIC

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

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Introduzione

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 come HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE e SCC, incluso il loro riconoscimento, i meccanismi sottostanti e le strategie per la prevenzione.

1. Blister da idrogeno (HB)

Riconoscimento:
La formazione di bolle da idrogeno è caratterizzata dalla formazione di bolle o rigonfiamenti sulla superficie di un materiale. Queste bolle derivano da 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, indebolendo il materiale e portando a un'ulteriore degradazione.

Prevenzione:

  • Selezione del materiale: Utilizzare materiali con basse 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 confini dei grani e non si estendono alla superficie del materiale, rendendole difficili da rilevare finché non si è verificato un danno significativo.

Meccanismo:
Come le vesciche 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:
Le cricche indotte dall'idrogeno e lo stress di trazione portano a un modello di cricche più grave e distinto. La presenza di stress esacerba gli effetti dell'infragilimento da idrogeno, causando la propagazione graduale della cricca.

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 di idrogeno solforato (H₂S). Queste crepe sono spesso intergranulari e possono propagarsi rapidamente sotto sforzo di trazione, portando a guasti improvvisi e catastrofici.

Meccanismo:
In presenza di idrogeno solforato, 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 o 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 a gradini, 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 combinazione di stress di trazione all'interno del rivestimento di zinco e l'esposizione a un ambiente corrosivo causano SZC. 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 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: Utilizzare rivestimenti protettivi e 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 elasticità e la successiva rottura o frattura di un materiale dovuta all'assorbimento di idrogeno. La natura improvvisa e fragile della frattura è spesso riconosciuta.

Meccanismo:
Gli atomi di idrogeno entrano nella struttura reticolare del metallo, riducendone significativamente la duttilità e la 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 da 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 un ambiente corrosivo 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 a specifici tipi di SCC rilevanti 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 contribuiscono 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.

Man mano che i progressi tecnologici continuano a evolversi, lo stesso vale per i metodi per combattere le crepe ambientali. Ciò rende la ricerca e lo sviluppo continui vitali per mantenere l'integrità dei materiali in ambienti sempre più esigenti.

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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Introduzione

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 calcolo del numero di piastre di acciaio per i serbatoi di stoccaggio del petrolio, 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: Vengono utilizzati 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: Quando si determina lo spessore della piastra e la progettazione del serbatoio, assicurarsi della conformità ai codici e agli standard di progettazione pertinenti, come API 650.

Conclusione

Costruire serbatoi di stoccaggio del petrolio con piastre in acciaio al carbonio implica 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 soddisfino 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, contatta [email protected] per un preventivo ottimale per piastre in acciaio.

Rivestimento 3LPE vs rivestimento 3LPP

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

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Introduzione

I rivestimenti per condotte proteggono 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 per condotte onshore e offshore nel settore petrolifero e del gas. 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 dalle considerazioni di budget. 3LPE è ideale per temperature moderate e progetti attenti ai costi, mentre 3LPP è preferibile per ambienti ad alta temperatura in cui 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 costituisce lo 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 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 fino a 140°C, il che lo rende ideale per le condotte che trasportano fluidi caldi o in ambienti ad alta temperatura.
Protezione meccanica: Lo strato in polipropilene garantisce una protezione meccanica superiore, soprattutto nelle condotte offshore in acque profonde, sottoposte a pressioni esterne e stress fisici più elevati.
Resistenza alla corrosione: Il 3LPP offre un'eccellente protezione dalla corrosione, simile al 3LPE, ma offre 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: Il rivestimento 3LPE deve essere applicato 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 i 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: 3LPE e 3LPP richiedono una preparazione meticolosa della superficie e ambienti applicativi controllati. Tuttavia, i rivestimenti 3LPP richiedono generalmente applicazioni più spesse per migliorare le loro qualità protettive.

5. Processo di costruzione

Processo di costruzione 3LPE:
Pulizia delle superfici:Il tubo di acciaio viene pulito utilizzando metodi come la sabbiatura per rimuovere ruggine, calcare e altri contaminanti.
Domanda FBE:Il tubo pulito viene preriscaldato e lo strato FBE viene applicato elettrostaticamente, garantendo un legame solido con l'acciaio.
Applicazione dello strato adesivo: Un adesivo copolimero viene applicato sullo strato di FBE, legando l'FBE allo strato esterno di polietilene.
Applicazione dello strato PE: Lo strato di polietilene viene estruso sul tubo, garantendo protezione meccanica e ulteriore resistenza alla corrosione.
Raffreddamento e ispezione: Il tubo rivestito viene raffreddato, ispezionato per individuare eventuali difetti e preparato per il trasporto.
Processo di costruzione 3LPP:
Pulizia delle superfici: Similmente al 3LPE, il tubo in acciaio viene pulito accuratamente per garantire la corretta adesione degli strati di rivestimento.
Domanda FBE: Lo strato FBE viene applicato al tubo preriscaldato e funge da strato primario di protezione dalla corrosione.
Applicazione dello strato adesivo: Un adesivo copolimero viene applicato sullo strato FBE, assicurando un legame solido con il rivestimento superiore in polipropilene.
Applicazione dello strato PP: Lo strato di polipropilene viene applicato tramite estrusione, garantendo una resistenza meccanica e termica superiore.
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 materiali diversi utilizzati per lo strato protettivo esterno. Entrambi i metodi 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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Introduzione

I tubi in acciaio sono essenziali nel settore petrolifero e del gas, offrendo una durevolezza e un'affidabilità senza pari in condizioni estreme. Essenziali per l'esplorazione e il trasporto, questi tubi resistono ad alte pressioni, ambienti corrosivi e temperature rigide. Questa pagina esplora le funzioni essenziali dei tubi in acciaio nell'esplorazione petrolifera e del gas, descrivendo in dettaglio la loro importanza nella perforazione, nelle infrastrutture e nella sicurezza. Scopri come la scelta di tubi in acciaio adatti può migliorare l'efficienza operativa e ridurre i costi in questo settore esigente.

I. Conoscenze di base sui tubi in acciaio per l'industria petrolifera 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, l'estrazione del gas, l'iniezione di acqua e la fratturazione acida.
Involucro: Tubi calati dalla superficie del terreno in un foro di trivellazione come rivestimento per impedire il crollo 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 per tubi specificate dalla norma API 5B, tra cui filettature tonde per tubi di petrolio, filettature tonde corte per tubi di rivestimento, filettature tonde lunghe per tubi di rivestimento, filettature trapezoidali parziali per tubi di rivestimento, filettature per tubi di linea, ecc.
Connessione Premium: Filettature non API con proprietà di tenuta, proprietà di collegamento e altre proprietà esclusive.
Fallimenti: deformazione, frattura, danno superficiale e perdita della funzione originale in condizioni di servizio specifiche.
Forme primarie di fallimento: schiacciamento, scivolamento, rottura, perdita, corrosione, incollaggio, usura, ecc.

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 divisi in tubi dell'olio non rovesciati (NU), tubi dell'olio rovesciati esterni (EU) e tubi dell'olio con giunto integrale (IJ). I tubi dell'olio NU significano che l'estremità del tubo ha uno spessore medio, gira direttamente la filettatura e porta gli accoppiamenti. I tubi rovesciati implicano che le estremità di entrambi i tubi sono rovesciate esternamente, quindi filettate e accoppiate. I tubi con giunto integrale significano che un'estremità del tubo è rovesciata con filettature esterne e l'altra è rovesciata con filettature interne collegate direttamente senza accoppiamenti.

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 a caldo di olio denso, il vapore viene immesso nel pozzo tramite tubi di olio isolati.
④ Acidificazione e fratturazione: nella fase avanzata della perforazione del pozzo o per migliorare la produzione di pozzi di petrolio e gas, è necessario immettere un mezzo di acidificazione e fratturazione o un materiale di indurimento nello strato di petrolio e gas, e il mezzo e il materiale di indurimento vengono trasportati attraverso la tubazione del petrolio.

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 suddiviso in N80-1 e N80Q, i due hanno le stesse proprietà di trazione; le due differenze sono lo stato di consegna e le differenze di prestazioni di impatto, consegna N80-1 per stato normalizzato o quando la temperatura di laminazione finale è maggiore della temperatura critica Ar3 e riduzione della tensione dopo il raffreddamento ad aria e può essere utilizzata per trovare la laminazione a caldo invece di normalizzata, non sono richiesti test di impatto e non distruttivi; N80Q deve essere temprato (temprato e rinvenuto). Il trattamento termico, la funzione di impatto devono essere in linea con le disposizioni dell'API 5CT e devono essere sottoposti a test non distruttivi.
L80 è diviso 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 è per il tipo generale, L80-9Cr e L80-13Cr sono tubi ad alta resistenza alla corrosione, difficoltà di produzione e sono 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 quali 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

Il tubo di perforazione quadrato, il tubo di perforazione, il tubo di perforazione zavorrato e il collare di perforazione negli utensili di perforazione formano il tubo di perforazione. Il tubo di perforazione è l'utensile di perforazione del nucleo che guida la punta di perforazione 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.

Il tubo di perforazione viene utilizzato nel processo di perforazione per resistere a una varietà di carichi alternati complessi, come trazione, compressione, torsione, flessione e altri stress. La superficie interna è anche soggetta a corrosione e abrasione da fango ad alta pressione.
(1) Asta di perforazione quadrata: Le aste di perforazione quadrate sono di due tipi: quadrilatere ed esagonali. Nelle aste di perforazione petrolifera cinesi, ogni set 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. La lunghezza utilizzata è solitamente 1214,5 m.
(2) Tubo di perforazione: Il tubo di perforazione è lo strumento principale per la perforazione dei pozzi, collegato all'estremità inferiore del tubo di perforazione quadrato e, man mano che il pozzo di perforazione continua ad approfondirsi, il tubo di perforazione continua ad allungare la colonna di perforazione una dopo l'altra. 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 del tubo di perforazione, che è uno speciale tubo a parete spessa con elevata rigidità. Esercita pressione sulla punta di perforazione per rompere la roccia e svolge un ruolo di guida durante la perforazione di un pozzo dritto. Le specifiche comuni dei collari di perforazione 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

I tubi di linea sono utilizzati nell'industria petrolifera e del gas per trasmettere petrolio, petrolio raffinato, gas naturale e condotte idriche con l'abbreviazione di tubo d'acciaio. Il trasporto di condotte di petrolio e gas è suddiviso in condotte di rete di condotte principali, di diramazione e urbane. Tre tipi di condotte di trasmissione principali hanno le specifiche usuali di ∅406 ~ 1219 mm, uno spessore della parete di 10 ~ 25 mm, grado di acciaio X42 ~ X80; le condotte di diramazione e le condotte di rete urbane hanno solitamente specifiche per ∅114 ~ 700 mm, lo spessore della parete di 6 ~ 20 mm, il grado di acciaio per X42 ~ X80. Il grado di acciaio è X42～X80. I tubi di linea sono disponibili nei tipi saldati e senza saldatura. I tubi di linea saldati sono utilizzati più dei tubi 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 di specifica del prodotto. Il livello di specifica del prodotto del tubo di linea è diviso in PSL 1 e PSL 2 e il livello di qualità è diviso in PSL 1 e PSL 2. PSL 2 è superiore a PSL 1; i due livelli di specifica non solo hanno requisiti di prova diversi, ma anche i requisiti di composizione chimica e 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, ma 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, prove non distruttive e altri indicatori sono più rigorosi di PSL 1.

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

I gradi di acciaio per tubi di linea da basso ad alto sono divisi in A25, A, B, X42, X46, X52, X60, X65, X70 e X80. Per una composizione chimica e proprietà meccaniche dettagliate, fare riferimento alla specifica API 5L, 46a edizione del libro.

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

La condotta di linea dovrebbe essere sottoposta a test idraulico ramo per ramo e lo standard non consente la generazione non distruttiva di pressione idraulica, il 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 un test non distruttivo ramo per ramo.

VI. Connessioni premium

1. Introduzione delle Connessioni Premium

Premium Connection è una filettatura per tubi con una struttura unica che è diversa dalla filettatura API. Sebbene l'attuale rivestimento per olio filettato API sia ampiamente utilizzato nello sfruttamento dei pozzi petroliferi, le sue carenze sono chiaramente mostrate nell'ambiente unico di alcuni giacimenti petroliferi: la colonna per tubi filettati rotondi API, sebbene le sue prestazioni di tenuta siano migliori, la forza di trazione sopportata dalla parte filettata è solo equivalente a 60% 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 polarizzati API, sebbene le sue prestazioni di trazione siano molto più elevate di quelle della connessione filettata rotonda API, le sue prestazioni di tenuta non sono così buone. Sebbene le prestazioni di trazione della colonna siano molto più elevate di quelle della connessione filettata rotonda API, le sue prestazioni di tenuta non sono molto buone, quindi non può essere utilizzata nello sfruttamento di pozzi di gas ad alta pressione; Inoltre, il grasso filettato può svolgere la sua funzione solo in ambienti con temperature inferiori 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 del design ragionevole, in modo che il funzionamento della fibbia sull'operazione sia più accessibile.

L'industria petrolifera 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 come alte pressioni, ambienti corrosivi e temperature estreme, queste innovazioni garantiscono un'eccellente affidabilità ed efficienza nelle operazioni petrolifere in tutto il mondo. La continua ricerca e sviluppo nelle connessioni premium sottolinea il loro ruolo fondamentale nel supportare pratiche di perforazione più sicure e produttive, riflettendo un impegno continuo per 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 su metallo e una filettatura robusta, garantendo una capacità di coppia superiore e una resistenza all'usura, prolungando così la vita utile 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 in acciaio cruciale per l'industria petrolifera e del gas comprende un'ampia gamma di attrezzature specializzate progettate per resistere ad ambienti rigorosi e complesse esigenze operative. Dai tubi di rivestimento di fondazione che supportano e proteggono pareti sane ai tubi versatili utilizzati 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 i collegamenti premium migliorano le prestazioni in condizioni difficili. Con l'evoluzione della tecnologia, questi componenti critici avanzano, guidando l'efficienza e l'affidabilità nelle operazioni energetiche globali. La comprensione di questi tubi e delle loro specifiche sottolinea il loro ruolo indispensabile nell'infrastruttura del moderno settore energetico.

Involucro e tubi Super 13Cr SMSS 13Cr

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

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Introduzione

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, la corrosione localizzata, come la corrosione per vaiolatura e per fessure, è rischiosa.
Corrosione da H₂S: L'H₂S aumenta il rischio di criccatura da stress da solfuro (SSC) e fragilità da idrogeno. L'SMSS 13Cr è in qualche modo resistente ma non immune a queste forme di corrosione, specialmente a temperature e pressioni più elevate.
Ambiente olio-acqua: L'olio può talvolta fornire una barriera protettiva, riducendo l'esposizione della superficie metallica agli agenti corrosivi. Tuttavia, l'acqua, in particolare la salamoia, può essere altamente corrosiva. L'equilibrio delle fasi di olio e acqua può influenzare significativamente il tasso di corrosione complessivo.
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, 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 è più resistente alla corrosione da CO₂ rispetto al SMSS 13Cr. L'elevato 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 si comporta bene in ambienti misti olio-acqua, resistendo alla corrosione generale e localizzata. La presenza di olio può migliorare 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: Il DSS 22Cr è generalmente molto resistente alla corrosione puntiforme e interstiziale, che tuttavia può verificarsi in condizioni estreme.

Riepilogo comparativo:

Resistenza alla corrosione: Il DSS 22Cr offre generalmente una resistenza alla corrosione superiore rispetto al SMSS 13Cr, soprattutto in ambienti con H₂S e CO₂.
Forza e robustezza: L'SMSS 13Cr è più robusto ma è soggetto 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 alti livelli di H₂S e CO₂, mentre il SMSS 13Cr potrebbe essere selezionato per applicazioni che richiedono una maggiore resistenza con rischi di corrosione 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.

Lastre e lavorazioni superficiali per la costruzione di serbatoi di stoccaggio del petrolio

Costruzione di serbatoi di stoccaggio del petrolio: selezione e processi delle piastre

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Introduzione

Costruire serbatoi di stoccaggio del petrolio è fondamentale per l'industria petrolifera e del gas. Questi serbatoi devono essere progettati e costruiti con precisione per garantire sicurezza, durata ed efficienza nello stoccaggio dei prodotti petroliferi. Uno dei componenti più critici di questi serbatoi è la selezione e la lavorazione delle piastre utilizzate nella loro costruzione. Questo blog fornisce una panoramica dettagliata dei criteri di selezione delle piastre, dei processi di fabbricazione e delle considerazioni per la costruzione di serbatoi di stoccaggio del petrolio.

Importanza della selezione della piastra

Le piastre sono il componente strutturale principale dei serbatoi di stoccaggio del petrolio. La scelta delle piastre adeguate è fondamentale per diversi motivi:
Sicurezza: Il materiale idoneo della piastra garantisce che il serbatoio possa resistere alla pressione interna del prodotto immagazzinato, alle condizioni ambientali e alle potenziali reazioni chimiche.
Durabilità: I materiali di alta qualità aumentano la longevità del serbatoio, riducendo i costi di manutenzione e i tempi di fermo.
Conformità: Il rispetto degli standard e delle normative del settore è essenziale per il funzionamento legale e la protezione dell'ambiente.
Efficienza in termini di costi: La scelta dei materiali e dei metodi di lavorazione corretti può ridurre significativamente i costi di costruzione e operativi.

Tipi di serbatoi di stoccaggio dell'olio

Prima di addentrarci nella selezione delle piastre, è fondamentale comprendere i diversi tipi di serbatoi di stoccaggio del petrolio, poiché ogni tipologia ha requisiti specifici:
Serbatoi a tetto fisso sono il tipo più comune di serbatoio di stoccaggio utilizzato per petrolio e prodotti petroliferi. Sono adatti per liquidi con bassa pressione di vapore.
Serbatoi a tetto galleggiante: Questi serbatoi hanno un tetto che galleggia sulla superficie del liquido immagazzinato, riducendo le perdite per evaporazione e il rischio di esplosione.
Serbatoi proiettili: Questi serbatoi cilindrici immagazzinano gas liquefatti e liquidi volatili.
Serbatoi sferici: Utilizzato per lo stoccaggio di liquidi e gas ad alta pressione, garantendo un'equa distribuzione delle sollecitazioni.

Criteri di selezione della piastra

1. Composizione del materiale
Acciaio al carbonio: Ampiamente utilizzato grazie alla sua robustezza, convenienza e disponibilità. Adatto per la maggior parte dei prodotti petroliferi e petroliferi.
Acciaio inossidabile: Preferito per lo stoccaggio di prodotti corrosivi o ad alta temperatura grazie alla sua resistenza alla corrosione.
Alluminio: Leggero e resistente alla corrosione, ideale per componenti di tetti galleggianti e serbatoi in ambienti corrosivi.
Materiali compositi: Utilizzato occasionalmente per applicazioni specifiche che richiedono elevata resistenza alla corrosione e leggerezza.
2. Spessore e dimensione
Spessore: Questo è determinato dalla pressione di progetto, dal diametro e dall'altezza del serbatoio. Generalmente varia da 5 mm a 30 mm.
Misurare: Le piastre devono essere sufficientemente grandi da ridurre al minimo i cordoni di saldatura ma maneggevoli per la movimentazione e il trasporto.
3. Proprietà meccaniche
Resistenza alla trazione: Garantisce che il serbatoio possa resistere alla pressione interna e alle forze esterne.
Duttilità: Consente la deformazione senza fratturarsi, adattandosi ai cambiamenti di pressione e temperatura.
Resistenza all'impatto: Importante per resistere alle forze improvvise, soprattutto negli ambienti più freddi.
4. Fattori ambientali
Variazioni di temperatura: Considerazione del comportamento del materiale a temperature estreme.
Ambiente corrosivo: Selezione di materiali resistenti alla corrosione ambientale, in particolare per installazioni offshore o costiere.

Standard e gradi dei materiali

Nella scelta dei materiali per i serbatoi di stoccaggio del petrolio è fondamentale attenersi a standard e gradi riconosciuti, poiché ciò garantisce qualità, prestazioni e conformità alle normative del settore.

Acciaio al carbonio

Standard: ASTM A36, ASTM A283, JIS G3101
gradi:
Classe A36: Grado di acciaio strutturale comune utilizzato per la costruzione di serbatoi grazie alla sua buona saldabilità e lavorabilità.
ASTM A283 Grado C: Offre buona resistenza e flessibilità per applicazioni con sollecitazioni moderate.
JISG3101SS400: standard giapponese per l'acciaio al carbonio utilizzato per scopi strutturali generali, noto per le sue buone proprietà meccaniche e saldabilità.

Acciaio inossidabile

Standard: ASTM A240
gradi:
304/304L: Offre una buona resistenza alla corrosione e viene utilizzato per lo stoccaggio di prodotti leggermente corrosivi nei serbatoi.
Grazie all'aggiunta di molibdeno, 316/316L Offre un'eccellente resistenza alla corrosione, soprattutto in ambienti marini.
904L (UNS N08904): Noto per la sua elevata resistenza alla corrosione, in particolare contro cloruri e acido solforico.
Acciaio inossidabile duplex 2205 (UNS S32205): Combina elevata robustezza con eccellente resistenza alla corrosione, adatto ad ambienti difficili.

Alluminio

Standard: ASTM B209
gradi:
5083: Noto per la sua elevata robustezza e l'eccellente resistenza alla corrosione, è ideale per i serbatoi in ambienti marini.
6061: Offre buone proprietà meccaniche e saldabilità, adatto per componenti strutturali.

Materiali compositi

Standard: ASME RTP-1
Applicazioni: Utilizzato in applicazioni specializzate che richiedono resistenza agli attacchi chimici e risparmio di peso.

Tipi di rivestimenti e rivestimenti

I rivestimenti e le coperture proteggono i serbatoi di stoccaggio del petrolio dalla corrosione e dai danni ambientali. La scelta del rivestimento e della copertura dipende dalla posizione del serbatoio, dal contenuto e dalle condizioni ecologiche.

Rivestimenti esterni

Rivestimenti epossidici:
Proprietà: Offrono eccellente adesione e resistenza alla corrosione. Adatto per ambienti difficili.
Applicazioni: Utilizzato sulle parti esterne dei serbatoi per proteggere dagli agenti atmosferici e dall'esposizione chimica.
Marche consigliate:
Hempel: Epossidico Hempel 35540
AkzoNobel: Interseal 670HS
Jotun: Jotamastic 90
3M: Rivestimento epossidico Scotchkote 162PWX
DFT consigliato (spessore del film secco): 200-300 micron
Rivestimenti in poliuretano:
Proprietà: Fornisce un'eccellente resistenza ai raggi UV e flessibilità.
Applicazioni: Ideale per vasche esposte al sole e a condizioni atmosferiche variabili.
Marche consigliate:
Hempel: Smalto poliuretanico Hempel 55300
AkzoNobel: Intertano 990
Jotun: Tettuccio rigido XP
DTF consigliato: 50-100 micron
Primer ricchi di zinco:
Proprietà: Fornisce protezione catodica alle superfici in acciaio.
Applicazioni: Utilizzato come strato di base per prevenire la ruggine.
Marche consigliate:
Hempel: Hempadur Zinco 17360
AkzoNobel: Interzinco 52
Jotun: Barriera 77
DTF consigliato: 120-150 micron

Rivestimenti interni

Rivestimenti epossidici fenolici:
Proprietà: Eccellente resistenza chimica ai prodotti petroliferi e ai solventi.
Applicazioni: Utilizzato all'interno dei serbatoi di stoccaggio del petrolio greggio e dei prodotti raffinati.
Marche consigliate:
Hempel: Hempel's Fenolico 35610
AkzoNobel: Interlinea 984
Jotun: Deposito Tankguard
DTF consigliato: 400-600 micron
Rivestimenti in scaglie di vetro:
Proprietà: Elevata resistenza chimica e all'abrasione.
Applicazioni: Adatto per lo stoccaggio di prodotti chimici aggressivi e per i fondi dei serbatoi.
Marche consigliate:
Hempel: Glassflake di Hempel 35620
AkzoNobel: Interzona 954
Jotun: Baltoflake
DTF consigliato: 500-800 micron
Rivestimenti in gomma:
Proprietà: Forniscono flessibilità e resistenza agli agenti chimici.
Applicazioni: Utilizzato per lo stoccaggio di sostanze corrosive come gli acidi.
Marche consigliate:
3M: Scotchkote Poly-Tech 665
DTF consigliato: 2-5 mm

Considerazioni sulla selezione

Compatibilità del prodotto: Assicurarsi che il rivestimento o il rivestimento sia compatibile con il prodotto conservato per evitare reazioni.
Condizioni ambientali: Quando si scelgono rivestimenti e fodere, tenere conto della temperatura, dell'umidità e dell'esposizione chimica.
Manutenzione e durata: Scegli rivestimenti e rivestimenti che offrano protezione a lungo termine e siano di facile manutenzione.

Processi di fabbricazione

La fabbricazione dei serbatoi di stoccaggio del petrolio coinvolge diversi processi chiave:
1. Taglio
Taglio meccanico: Implica la cesoiatura, la segatura e la fresatura per modellare le piastre.
Taglio Termico: Utilizza ossitaglio, plasma o taglio laser per una modellatura precisa ed efficiente.
2. Saldatura
La saldatura è fondamentale per unire le piastre e garantire l'integrità strutturale.
Saldatura ad arco di metallo schermato (SMAW): Comunemente utilizzato per la sua semplicità e versatilità.
Saldatura ad arco di tungsteno a gas (GTAW): Fornisce saldature di alta qualità per giunti critici.
Saldatura ad arco sommerso (SAW): Adatto per piastre spesse e cordoni lunghi, offre penetrazione profonda e tassi di deposizione elevati.
3. Formatura
Rotolamento: Le piastre vengono laminate nella curvatura desiderata per le pareti cilindriche del serbatoio.
Stampa Formatura: Utilizzato per modellare le estremità dei serbatoi e altri componenti complessi.
4. Ispezione e test
Controlli non distruttivi (NDT): Tecniche come i test ad ultrasuoni e la radiografia garantiscono la qualità della saldatura e l'integrità strutturale senza danneggiare il materiale.
Test di pressione: Garantisce che il serbatoio possa sopportare la pressione di progetto senza perdite.
5. Preparazione e rivestimento della superficie
Sabbiatura: Pulisce e prepara la superficie per il rivestimento.
Rivestimento: Applicazione di rivestimenti protettivi per prevenire la corrosione e prolungare la durata del serbatoio.
Standard e regolamenti di settore
L'aderenza agli standard del settore garantisce sicurezza, qualità e conformità. Gli standard principali includono:
API650: Standard per serbatoi di stoccaggio in acciaio saldato per petrolio e gas.
API620: Copre la progettazione e la costruzione di grandi serbatoi di stoccaggio a bassa pressione.
ASME Sezione VIII: Fornisce linee guida per la costruzione di recipienti a pressione.

Conclusione

La costruzione di serbatoi di stoccaggio del petrolio richiede un'attenzione meticolosa ai dettagli, in particolare nella selezione e lavorazione delle piastre. Considerando fattori quali la composizione del materiale, lo spessore, le proprietà meccaniche e le condizioni ambientali, i costruttori possono garantire la sicurezza, la durata e l'economicità di queste strutture critiche. L'aderenza agli standard e alle normative del settore garantisce ulteriormente la conformità e la protezione dell'ambiente. Mentre l'industria petrolifera e del gas continua a evolversi, i progressi nei materiali e nelle tecnologie di fabbricazione continueranno a migliorare la costruzione di serbatoi di stoccaggio del petrolio.