SERBATOI GNL

Guida approfondita alla progettazione dei serbatoi di GNL, alla selezione dei materiali e alle applicazioni

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Introduzione

Il gas naturale liquefatto (GNL) è un componente essenziale dell'infrastruttura energetica globale, immagazzinato a temperature criogeniche per facilitare un trasporto e uno stoccaggio efficienti. La progettazione dei serbatoi di GNL e la selezione dei materiali sono fondamentali per garantirne sicurezza, durata e prestazioni. Oltre a esplorare la progettazione e i materiali dei serbatoi, è essenziale comprendere le varie applicazioni dei serbatoi di GNL per apprezzare appieno il loro ruolo nel settore energetico.

Comprensione della progettazione del serbatoio GNL

I serbatoi LNG sono progettati per contenere gas naturale in forma liquida a temperature intorno a -162 °C (-260 °F). Devono adattarsi a freddo estremo, variazioni di pressione e potenziali stress termici. Ecco uno sguardo dettagliato ai principali tipi di serbatoi e alle considerazioni critiche sulla progettazione:
Tipi di serbatoio:
Serbatoi di contenimento singoli: Questi serbatoi sono caratterizzati da un singolo strato di acciaio con una struttura esterna in cemento. A causa dei margini di sicurezza inferiori, sono in genere utilizzati per capacità di stoccaggio inferiori e sono meno comuni per applicazioni su larga scala.
Serbatoi di contenimento doppi: Questi serbatoi hanno un serbatoio interno in acciaio e uno strato di contenimento esterno in cemento o acciaio. Offrono ulteriore sicurezza gestendo potenziali perdite e fornendo un ulteriore strato di protezione.
Serbatoi di contenimento completi: Questi serbatoi, dotati di un contenitore interno per il GNL e di un sistema di contenimento secondario, sono progettati per gestire eventuali perdite, il che li rende lo standard per lo stoccaggio di GNL su larga scala.
Considerazioni sul design:
Isolamento termico: Materiali isolanti avanzati come perlite, vuoto o schiuma di poliuretano impediscono l'ingresso di calore e mantengono il GNL a temperature criogeniche.
Sistemi di controllo della pressione: Le valvole di sicurezza e i sistemi di monitoraggio sono essenziali per gestire le pressioni interne e garantire un funzionamento sicuro.
Integrità sismica e strutturale: I serbatoi devono resistere all'attività sismica e ad altre sollecitazioni strutturali, per cui spesso incorporano cemento armato e analisi strutturali dettagliate.

Progettazione del serbatoio GNL

Progettazione del serbatoio GNL

Selezione dei materiali per i serbatoi di GNL

La scelta dei materiali adatti è fondamentale per le prestazioni e la longevità dei serbatoi LNG. Ecco uno sguardo ai materiali comunemente utilizzati:
Materiali del serbatoio interno:
Acciaio al nichel 9% (ASTM A553): Ideale per la piastra inferiore interna e per la calotta interna o le piastre delle pareti, questo materiale garantisce elevata tenacità e resistenza alla frattura fragile a temperature criogeniche.
Acciaio al carbonio a bassa temperatura: Talvolta viene utilizzato con l'acciaio al nichel 9% per componenti in cui le proprietà criogeniche estreme non sono così critiche.
Materiali del serbatoio esterno:
Calcestruzzo: Utilizzato per lo strato di contenimento esterno in serbatoi a doppio e pieno contenimento, fornisce un robusto supporto strutturale e un ulteriore isolamento termico.
Acciaio: A volte utilizzato nel serbatoio esterno per aree soggette a forte stress, spesso rivestito o trattato per resistere alla corrosione.
Materiali del tetto del serbatoio:
ASTM A516 Grado 70: Questo acciaio al carbonio è adatto per la piastra del tetto del serbatoio, poiché offre resistenza e tenacità anche a basse temperature.
Materiali isolanti:
Perlite: Efficace per l'isolamento dalle temperature criogeniche.
Fibra di vetro e aerogel: Materiali avanzati che offrono un eccellente isolamento termico, ma a costi più elevati.

Applicazioni dei serbatoi GNL

I serbatoi LNG svolgono un ruolo fondamentale in varie applicazioni nel settore energetico. Ecco come vengono utilizzati:
Terminali di importazione ed esportazione di GNL:
Terminali di importazione: I serbatoi di GNL nei terminali di importazione ricevono il GNL dalle navi e lo immagazzinano prima che venga rigassificato e distribuito nella rete del gas locale.
Terminali di esportazione: I serbatoi di GNL immagazzinano il gas naturale liquefatto nei terminali di esportazione prima che venga caricato sulle navi per il trasporto internazionale.
Stoccaggio e distribuzione di GNL:
Aziende di servizi: Le aziende di servizi pubblici immagazzinano e distribuiscono il gas naturale per uso residenziale e commerciale in serbatoi di GNL, garantendo una fornitura costante anche nei periodi di picco della domanda.
Applicazioni industriali: Le industrie utilizzano i serbatoi di GNL per immagazzinare e fornire gas naturale per processi che richiedono una fonte di combustibile costante e affidabile.
GNL come combustibile:
Trasporto marittimo: I serbatoi di GNL vengono utilizzati nelle navi progettate per funzionare a GNL, riducendo le emissioni rispetto ai carburanti marini tradizionali.
Veicoli pesanti: I serbatoi di GNL vengono utilizzati nei camion e negli autobus che funzionano a gas naturale liquefatto, offrendo un'alternativa più pulita al gasolio.
Backup di emergenza e riduzione dei picchi:
Alimentazione di backup: I serbatoi di GNL forniscono soluzioni di alimentazione di riserva per le aree con fornitura elettrica inaffidabile, garantendo la disponibilità di gas naturale per la produzione di energia durante le interruzioni.
Rasatura del picco: Lo stoccaggio di GNL aiuta a gestire i picchi di domanda immagazzinando il gas in eccesso durante i periodi di bassa domanda e rilasciandolo durante i periodi di alta domanda.
Impianti di produzione di GNL:
Impianti di liquefazione: I serbatoi di GNL immagazzinano il prodotto liquefatto presso gli impianti di produzione, dove il gas naturale viene raffreddato e condensato in forma liquida per un immagazzinamento e un trasporto efficienti.

Considerazioni sulla progettazione e sulla sicurezza

Per garantire la sicurezza e l'efficienza dei serbatoi di GNL, considerare quanto segue:
Gestione dello stress termico: Per gestire le sollecitazioni termiche causate da variazioni estreme di temperatura sono necessari un isolamento adeguato e giunti di dilatazione.
Caratteristiche di sicurezza: Per affrontare i potenziali rischi associati allo stoccaggio di GNL, è necessario integrare sistemi di rilevamento delle perdite, sistemi di protezione antincendio e sistemi di arresto di emergenza.
Conformità normativa: Rispettare gli standard e le normative del settore emanati da organizzazioni quali l'American Petroleum Institute (API), la National Fire Protection Association (NFPA) e l'International Organization for Standardization (ISO).

Conclusione

La progettazione e la selezione dei materiali dei serbatoi LNG sono fondamentali per garantirne un funzionamento sicuro ed efficiente. Gli ingegneri possono creare serbatoi che funzionino in modo affidabile in condizioni estreme selezionando materiali appropriati come l'acciaio al nichel 9% per i componenti criogenici e ASTM A516 Grado 70 per il tetto. La comprensione delle diverse applicazioni dei serbatoi LNG, dai terminali di importazione ed esportazione agli usi industriali e al backup di emergenza, evidenzia il loro ruolo cruciale nell'infrastruttura energetica globale. Un'attenta progettazione, la selezione dei materiali e l'aderenza agli standard di sicurezza supporteranno il continuo successo e la sicurezza dello stoccaggio e dell'utilizzo del LNG. Per specifiche precise e prezzi correnti, consultare [email protected] è sempre consigliabile per soddisfare specifiche esigenze di progetto.

NACE MR0175 contro NACE MR0103

Qual è la differenza tra NACE MR0175 e NACE MR0103?

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Introduzione

In settori come quello petrolifero e del gas, dove attrezzature e infrastrutture sono regolarmente esposte ad ambienti difficili, è fondamentale selezionare materiali in grado di resistere a condizioni corrosive. Due standard essenziali 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 altri danni indotti dall'idrogeno, sono progettati per applicazioni e ambienti diversi. Questo blog fornisce una panoramica completa delle differenze tra questi due standard essenziali.

Introduzione agli standard NACE

NACE International, ora parte dell'Association for Materials Protection and Performance (AMPP), ha sviluppato NACE MR0175 e 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, o ISO 15156, si rivolge principalmente al settore upstream del petrolio e del gas, tra cui esplorazione, perforazione, produzione e trasporto di idrocarburi.
Ambiente: Lo standard copre i materiali utilizzati nella produzione di petrolio e gas in ambienti di servizio acidi. Ciò include attrezzature di fondo pozzo, componenti di testa pozzo, condotte e raffinerie.
Uso globale: NACE MR0175 è uno standard riconosciuto a livello mondiale, 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: La norma NACE MR0103 è stata concepita espressamente per i settori della raffinazione e della petrolchimica, concentrandosi sulle operazioni a valle.
Ambiente: Lo standard si applica agli impianti di processo con idrogeno solforato, in particolare in ambienti H₂S umidi. È adattato alle condizioni riscontrate nelle unità di raffinazione, come le unità di idrotrattamento, dove 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 si concentra maggiormente sul settore della raffinazione.

Requisiti materiali

NACE MR0175

Opzioni materiali: NACE MR0175 offre molte 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: Lo standard limita la pressione parziale di H₂S, la temperatura, il pH e altri fattori ecologici che determinano l'idoneità del materiale al servizio acido.

NACE MR0103

Requisiti materiali: NACE MR0103 si concentra sui materiali resistenti all'SSC nell'ambiente di raffinazione. Fornisce criteri specifici per acciai al carbonio, 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 di saldatura, trattamento termico e 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 degli 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

Mentre NACE MR0175 e NACE MR0103 Entrambi prevengono la formazione di cricche da stress da solfuro e altre forme di cricche ambientali in ambienti di servizio acidi e sono progettati per applicazioni diverse.
NACE MR0175 è lo standard per le operazioni upstream di petrolio e gas. Copre un'ampia gamma di materiali e condizioni ambientali e ha rigorosi processi di collaudo e qualificazione.
NACE MR0103 è su misura per l'industria della raffinazione. Si concentra sulle operazioni downstream e utilizza criteri di selezione dei materiali più semplici e mirati.

Comprendere le differenze tra questi standard è essenziale per selezionare i materiali adatti alla tua specifica applicazione e garantire la sicurezza, l'affidabilità e la longevità della tua infrastruttura in ambienti con presenza di idrogeno solforato.

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.