Articoli

NACE MR0175 ISO 15156 contro NACE MR0103 ISO 17495-1

NACE MR0175/ISO 15156 contro NACE MR0103/ISO 17495-1

Introduzione

Nel settore petrolifero e del gas, in particolare negli ambienti onshore e offshore, garantire la longevità e l'affidabilità dei materiali esposti a condizioni aggressive è fondamentale. È qui che entrano in gioco standard come NACE MR0175/ISO 15156 vs NACE MR0103/ISO 17495-1. Entrambi gli standard forniscono una guida critica per la selezione dei materiali in ambienti di servizio acidi. Tuttavia, comprendere le differenze tra loro è essenziale per selezionare i materiali giusti per le tue operazioni.

In questo post del blog esploreremo le principali differenze tra NACE MR0175/ISO 15156 contro NACE MR0103/ISO 17495-1e offrire consigli pratici per i professionisti del settore petrolifero e del gas che si orientano in questi standard. Discuteremo anche delle applicazioni specifiche, delle sfide e delle soluzioni che questi standard forniscono, specialmente nel contesto di ambienti difficili nei giacimenti di petrolio e gas.

Cosa sono NACE MR0175/ISO 15156 e NACE MR0103/ISO 17495-1?

NACE MR0175/ISO 15156:
Questo standard è riconosciuto a livello mondiale per la regolamentazione della selezione dei materiali e del controllo della corrosione in ambienti con gas acidi, dove è presente idrogeno solforato (H₂S). Fornisce linee guida per la progettazione, la produzione e la manutenzione dei materiali utilizzati nelle operazioni petrolifere e del gas onshore e offshore. L'obiettivo è quello di mitigare i rischi associati alle cricche indotte dall'idrogeno (HIC), alle cricche da stress da solfuro (SSC) e alle cricche da corrosione sotto sforzo (SCC), che possono compromettere l'integrità di apparecchiature critiche come condotte, valvole e teste di pozzo.

NACE MR0103/ISO 17495-1:
D'altra parte, NACE MR0103/ISO 17495-1 si concentra principalmente sui materiali utilizzati in ambienti di raffinazione e lavorazione chimica, dove può verificarsi l'esposizione a servizi acidi, ma con un ambito leggermente diverso. Copre i requisiti per le apparecchiature esposte a condizioni leggermente corrosive, con un'enfasi sulla garanzia che i materiali possano resistere alla natura aggressiva di specifici processi di raffinazione come la distillazione o la rottura, dove il rischio di corrosione è relativamente inferiore rispetto alle operazioni upstream di petrolio e gas.

NACE MR0175 ISO 15156 contro NACE MR0103 ISO 17495-1

NACE MR0175 ISO 15156 contro NACE MR0103 ISO 17495-1

Principali differenze: NACE MR0175/ISO 15156 vs NACE MR0103/ISO 17495-1

Ora che abbiamo una panoramica di ogni standard, è importante evidenziare le differenze che possono avere un impatto sulla selezione dei materiali nel campo. Queste distinzioni possono influenzare significativamente le prestazioni dei materiali e la sicurezza delle operazioni.

1. Ambito di applicazione

La differenza principale tra NACE MR0175/ISO 15156 contro NACE MR0103/ISO 17495-1 risiede nell'ambito della loro applicazione.

NACE MR0175/ISO 15156 è studiato su misura per le apparecchiature utilizzate in ambienti di servizio acidi in cui è presente idrogeno solforato. È fondamentale nelle attività upstream come l'esplorazione, la produzione e il trasporto di petrolio e gas, in particolare nei campi offshore e onshore che trattano gas acido (gas contenente idrogeno solforato).

NACE MR0103/ISO 17495-1, pur continuando ad occuparsi del servizio acido, si concentra maggiormente sulla raffinazione e sulle industrie chimiche, in particolare laddove il gas acido è coinvolto in processi come la raffinazione, la distillazione e il cracking.

2. Gravità ambientale

Anche le condizioni ambientali sono un fattore chiave nell'applicazione di queste norme. NACE MR0175/ISO 15156 affronta condizioni più severe di servizio acido. Ad esempio, copre concentrazioni più elevate di idrogeno solforato, che è più corrosivo e presenta un rischio maggiore di degradazione del materiale attraverso meccanismi come la criccatura indotta da idrogeno (HIC) e la criccatura da stress da solfuro (SSC).

Al contrario, NACE MR0103/ISO 17495-1 considera ambienti che potrebbero essere meno severi in termini di esposizione all'idrogeno solforato, sebbene siano comunque critici negli ambienti di raffineria e di impianti chimici. La composizione chimica dei fluidi coinvolti nei processi di raffinazione potrebbe non essere aggressiva come quella riscontrata nei campi di gas acido, ma presenta comunque rischi di corrosione.

3. Requisiti materiali

Entrambe le norme prevedono criteri specifici per la selezione dei materiali, ma differiscono per i requisiti rigorosi. NACE MR0175/ISO 15156 pone maggiore enfasi sulla prevenzione della corrosione correlata all'idrogeno nei materiali, che può verificarsi anche in concentrazioni molto basse di idrogeno solforato. Questo standard richiede materiali resistenti a SSC, HIC e fatica da corrosione in ambienti acidi.

D'altra parte, NACE MR0103/ISO 17495-1 è meno prescrittivo in termini di cracking legato all'idrogeno, ma richiede materiali in grado di gestire agenti corrosivi nei processi di raffinazione, spesso concentrandosi maggiormente sulla resistenza generale alla corrosione piuttosto che sui rischi specifici legati all'idrogeno.

4. Test e verifica

Entrambi gli standard richiedono test e verifiche per garantire che i materiali funzionino nei rispettivi ambienti. Tuttavia, NACE MR0175/ISO 15156 richiede test più approfonditi e verifiche più dettagliate delle prestazioni dei materiali in condizioni di servizio acido. I test includono linee guida specifiche per SSC, HIC e altre modalità di guasto associate ad ambienti con gas acido.

NACE MR0103/ISO 17495-1, pur richiedendo anche prove sui materiali, è spesso più flessibile in termini di criteri di prova, concentrandosi sulla garanzia che i materiali soddisfino gli standard generali di resistenza alla corrosione piuttosto che concentrarsi specificamente sui rischi correlati all'idrogeno solforato.

Perché dovresti prestare attenzione alla differenza tra NACE MR0175/ISO 15156 e NACE MR0103/ISO 17495-1?

Comprendere queste differenze può aiutare a prevenire guasti dei materiali, garantire la sicurezza operativa e rispettare le normative del settore. Sia che tu stia lavorando su una piattaforma petrolifera offshore, un progetto di oleodotto o in una raffineria, utilizzare i materiali appropriati secondo questi standard ti proteggerà da guasti costosi, tempi di fermo imprevisti e potenziali pericoli ambientali.

Per le operazioni di petrolio e gas, in particolare in ambienti di servizio acidi onshore e offshore, NACE MR0175/ISO 15156 è lo standard di riferimento. Garantisce che i materiali resistano agli ambienti più difficili, mitigando rischi come SSC e HIC che possono portare a guasti catastrofici.

Al contrario, per le operazioni di raffinazione o di lavorazione chimica, NACE MR0103/ISO 17495-1 offre una guida più personalizzata. Consente di utilizzare i materiali in modo efficace in ambienti con gas acidi ma con condizioni meno aggressive rispetto all'estrazione di petrolio e gas. L'attenzione qui è rivolta maggiormente alla resistenza generale alla corrosione negli ambienti di lavorazione.

Guida pratica per i professionisti del settore petrolifero e del gas

Quando si selezionano i materiali per i progetti in entrambe le categorie, tenere presente quanto segue:

Comprendi il tuo ambiente: Valuta se la tua attività è coinvolta nell'estrazione di gas acido (a monte) o nella raffinazione e lavorazione chimica (a valle). Questo ti aiuterà a determinare quale standard applicare.

Selezione dei materiali: Scegli materiali conformi allo standard pertinente in base alle condizioni ambientali e al tipo di servizio (gas acido vs. raffinazione). Acciai inossidabili, materiali ad alta lega e leghe resistenti alla corrosione sono spesso consigliati in base alla severità dell'ambiente.

Test e verifica: Assicurarsi che tutti i materiali siano testati secondo i rispettivi standard. Per gli ambienti con gas acidi, potrebbero essere necessari test aggiuntivi per SSC, HIC e fatica da corrosione.

Consulta gli esperti: È sempre una buona idea consultare specialisti della corrosione o ingegneri dei materiali esperti in NACE MR0175/ISO 15156 contro NACE MR0103/ISO 17495-1 per garantire prestazioni ottimali dei materiali.

Conclusione

In conclusione, comprendere la distinzione tra NACE MR0175/ISO 15156 contro NACE MR0103/ISO 17495-1 è essenziale per prendere decisioni informate sulla selezione dei materiali per applicazioni di petrolio e gas sia a monte che a valle. Scegliendo lo standard appropriato per la tua attività, garantisci l'integrità a lungo termine delle tue apparecchiature e aiuti a prevenire guasti catastrofici che possono derivare da materiali specificati in modo improprio. Che tu stia lavorando con gas acido in campi offshore o con lavorazioni chimiche nelle raffinerie, questi standard forniranno le linee guida necessarie per proteggere i tuoi asset e mantenere la sicurezza.

Se non sei sicuro di quale standard seguire o hai bisogno di ulteriore assistenza con la selezione del materiale, contatta un esperto di materiali per una consulenza personalizzata su NACE MR0175/ISO 15156 contro NACE MR0103/ISO 17495-1 e garantiamo che i tuoi progetti siano sicuri e conformi alle migliori pratiche del settore.

NACE MR0175 contro NACE MR0103

Qual è la differenza tra NACE MR0175 e NACE MR0103?

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.

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

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.

Cos'è la NACE MR0175/ISO 15156?

Cos'è la NACE MR0175/ISO 15156?

NACE MR0175/ISO 15156 è uno standard riconosciuto a livello mondiale che fornisce linee guida per la selezione di materiali resistenti alla fessurazione da stress da solfuro (SSC) e ad altre forme di cracking indotte da idrogeno in ambienti contenenti idrogeno solforato (H₂S). Questo standard è essenziale per garantire l'affidabilità e la sicurezza delle apparecchiature utilizzate nell'industria del petrolio e del gas, in particolare in ambienti di servizio acidi.

Aspetti critici di NACE MR0175/ISO 15156

  1. Ambito e scopo:
    • Lo standard affronta la selezione dei materiali per le apparecchiature utilizzate nella produzione di petrolio e gas esposte ad ambienti contenenti H₂S, che può causare varie forme di cracking.
    • Il suo scopo è prevenire i guasti dei materiali dovuti a stress da solfuro, corrosione, cricche indotte dall'idrogeno e altri meccanismi correlati.
  2. Selezione dei materiali:
    • Questa guida fornisce linee guida per la selezione di materiali idonei, tra cui acciai al carbonio, acciai bassolegati, acciai inossidabili, leghe a base di nichel e altre leghe resistenti alla corrosione.
    • Specifica le condizioni ambientali e i livelli di stress che ciascun materiale può sopportare senza subire crepe.
  3. Qualificazione e test:
    • In questo documento vengono descritte le procedure di prova necessarie per qualificare i materiali per l'uso in ambienti acidi, compresi i test di laboratorio che simulano le condizioni corrosive tipiche degli ambienti con H₂S.
    • Specifica i criteri per prestazioni accettabili in questi test, assicurando che i materiali resistano alle crepe nelle condizioni specificate.
  4. Progettazione e fabbricazione:
    • Include raccomandazioni per la progettazione e la fabbricazione di apparecchiature volte a ridurre al minimo il rischio di cricche indotte dall'idrogeno.
    • Sottolinea l'importanza dei processi di produzione, delle tecniche di saldatura e dei trattamenti termici che possono influenzare la resistenza del materiale alla fessurazione indotta da H₂S.
  5. Manutenzione e monitoraggio:
    • Fornisce consulenza sulle pratiche di manutenzione e sulle strategie di monitoraggio per rilevare e prevenire rotture in servizio.
    • Si raccomandano ispezioni regolari e metodi di prova non distruttivi per garantire l'integrità continua delle apparecchiature.

Importanza nel settore

  • Sicurezza: Garantisce il funzionamento sicuro delle apparecchiature in ambienti di servizio acidi riducendo il rischio di guasti catastrofici dovuti a fessurazioni.
  • Affidabilità: Migliora l'affidabilità e la longevità delle apparecchiature, riducendo i tempi di inattività e i costi di manutenzione.
  • Conformità: Aiuta le aziende a conformarsi ai requisiti normativi e agli standard di settore, evitando ripercussioni legali e finanziarie.

La norma NACE MR0175/ISO 15156 è divisa in tre parti, ciascuna incentrata su aspetti diversi della selezione dei materiali da utilizzare in ambienti di servizio acidi. Ecco una ripartizione più dettagliata:

Parte 1: Principi generali per la selezione di materiali resistenti alla fessurazione

  • Scopo: Fornisce linee guida e principi generali per la selezione di materiali resistenti alle crepe in ambienti contenenti H₂S.
  • Contenuto:
    • Definisce termini e concetti chiave relativi agli ambienti di servizio acidi e al degrado dei materiali.
    • Delinea i criteri generali per valutare l'idoneità dei materiali al servizio acido.
    • Descrive l'importanza di considerare i fattori ambientali, le proprietà dei materiali e le condizioni operative durante la selezione dei materiali.
    • Fornisce un quadro per eseguire valutazioni del rischio e prendere decisioni informate sulla selezione dei materiali.

Parte 2: Acciai al carbonio e bassolegati resistenti alla rottura e uso di ghise

  • Scopo: Questo documento si concentra sui requisiti e sulle linee guida per l'utilizzo di acciai al carbonio, acciai bassolegati e ghise in ambienti di servizio acidi.
  • Contenuto:
    • Descrive in dettaglio le condizioni specifiche in cui questi materiali possono essere utilizzati in sicurezza.
    • Elenca le proprietà meccaniche e le composizioni chimiche necessarie affinché questi materiali resistano alla rottura da stress da solfuro (SSC) e ad altre forme di danno indotto dall'idrogeno.
    • Fornisce linee guida per il trattamento termico e i processi di fabbricazione che possono migliorare la resistenza di questi materiali alla fessurazione.
    • Discute la necessità di adeguate procedure di test e qualificazione dei materiali per garantire la conformità allo standard.

Parte 3: CRA resistenti alla fessurazione (leghe resistenti alla corrosione) e altre leghe

  • Scopo: Si occupa di leghe resistenti alla corrosione (CRA) e altre leghe speciali in ambienti di servizio acidi.
  • Contenuto:
    • Identifica vari tipi di CRA, come acciai inossidabili, leghe a base di nichel e altre leghe ad alte prestazioni, e la loro idoneità al servizio acido.
    • Specifica le composizioni chimiche, le proprietà meccaniche e i trattamenti termici richiesti affinché questi materiali resistano alle fessurazioni.
    • Fornisce linee guida per la selezione, il collaudo e la qualificazione delle CRA per garantirne le prestazioni in ambienti H₂S.
    • In questo articolo si discute dell'importanza di considerare sia la resistenza alla corrosione sia le proprietà meccaniche di queste leghe quando si selezionano materiali per applicazioni specifiche.

NACE MR0175/ISO 15156 è uno standard completo che aiuta a garantire l'uso sicuro ed efficace dei materiali in ambienti di servizio acidi. Ogni parte affronta diverse categorie di materiali e fornisce linee guida dettagliate per la loro selezione, test e qualificazione. Seguendo queste linee guida, le aziende possono ridurre il rischio di guasti dei materiali e migliorare la sicurezza e l'affidabilità delle loro operazioni in ambienti contenenti H₂S.