NACE MR0175 versus NACE MR0103

Wat is het verschil tussen NACE MR0175 en NACE MR0103?

/in /door

In industrieën zoals olie en gas, waar apparatuur en infrastructuur routinematig worden blootgesteld aan zware omstandigheden, is de selectie van materialen die bestand zijn tegen corrosieve omstandigheden cruciaal. Twee belangrijke normen die de materiaalselectie voor omgevingen met waterstofsulfide (H₂S) sturen, zijn NACEMR0175 En NACE-MR0103. Hoewel beide normen erop gericht zijn om sulfide stress cracking (SSC) en andere vormen van waterstof-geïnduceerde schade te voorkomen, zijn ze ontworpen voor verschillende toepassingen en omgevingen. Deze blog biedt een uitgebreid overzicht van de verschillen tussen deze twee belangrijke normen.

Inleiding tot NACE-normen

NACE International, nu onderdeel van de Association for Materials Protection and Performance (AMPP), ontwikkelde zowel NACE MR0175 als NACE MR0103 om de uitdagingen aan te pakken die worden veroorzaakt door zure serviceomgevingen, die H₂S bevatten. Deze omgevingen kunnen leiden tot verschillende vormen van corrosie en scheuren, die de integriteit van materialen in gevaar kunnen brengen en mogelijk tot catastrofale storingen kunnen leiden. Het primaire doel van deze normen is om richtlijnen te bieden voor het selecteren van materialen die bestand zijn tegen deze schadelijke effecten.

Toepassingsgebied en toepassing

NACEMR0175

  • Primaire focus: NACE MR0175, ook bekend als ISO 15156, is primair bedoeld voor de upstream olie- en gasindustrie. Dit omvat exploratie, boren, productie en transport van koolwaterstoffen.
  • Omgeving: De norm omvat materialen die worden gebruikt in zure serviceomgevingen die worden aangetroffen bij de productie van olie en gas. Dit omvat downhole-apparatuur, wellhead-componenten, pijpleidingen en raffinaderijen.
  • Wereldwijd gebruik: NACE MR0175 is een wereldwijd erkende norm die veel wordt gebruikt in upstream olie- en gasactiviteiten om de veiligheid en betrouwbaarheid van materialen in zure omgevingen te garanderen.

NACE-MR0103

  • Primaire focus: NACE MR0103 is speciaal ontworpen voor de raffinage- en petrochemische industrie, met de nadruk op downstream-activiteiten.
  • Omgeving: De norm is van toepassing op procesinstallaties waar waterstofsulfide aanwezig is, met name in natte H₂S-omgevingen. De norm is afgestemd op de omstandigheden in raffinage-eenheden zoals hydroprocessing-eenheden, waar het risico op sulfide-spanningsscheuren aanzienlijk is.
  • Branchespecifiek: In tegenstelling tot NACE MR0175, dat in een breder scala aan toepassingen wordt gebruikt, is NACE MR0103 specifieker gericht op de raffinagesector.

Materiaalvereisten

NACEMR0175

  • Materiaalopties: NACE MR0175 biedt een breed scala aan materiaalopties, waaronder koolstofstaal, laaggelegeerd staal, roestvrij staal, nikkellegeringen en meer. Elk materiaal is gecategoriseerd op basis van de geschiktheid voor specifieke zure omgevingen.
  • Kwalificatie: Materialen moeten voldoen aan strenge criteria om in aanmerking te komen voor gebruik, waaronder bestendigheid tegen SSC, waterstofgeïnduceerde scheurvorming (HIC) en sulfide-spanningscorrosie (SSCC).
  • Milieugrenzen: De norm definieert limieten voor de H₂S-partiële druk, temperatuur, pH en andere omgevingsfactoren die de geschiktheid van het materiaal voor zure toepassingen bepalen.

NACE-MR0103

  • Materiaalvereisten: NACE MR0103 richt zich op materialen die bestand zijn tegen SSC in de raffinageomgeving. Het biedt specifieke criteria voor materialen zoals koolstofstaal, laaggelegeerd staal en bepaalde soorten roestvrij staal.
  • Vereenvoudigde richtlijnen: Vergeleken met MR0175 zijn de richtlijnen voor materiaalselectie in MR0103 eenvoudiger en weerspiegelen ze de meer gecontroleerde en consistente omstandigheden die doorgaans in raffinageprocessen voorkomen.
  • Productieprocessen: De norm beschrijft ook eisen voor lassen, warmtebehandeling en fabricage om ervoor te zorgen dat materialen hun scheurbestendigheid behouden.

Certificering en naleving

NACEMR0175

  • Certificering: Naleving van NACE MR0175 wordt vaak vereist door regelgevende instanties en is cruciaal voor het waarborgen van de veiligheid en betrouwbaarheid van apparatuur in zure olie- en gasoperaties. De norm wordt in veel internationale regelgevingen en contracten genoemd.
  • Documentatie: Gedetailleerde documentatie is doorgaans vereist om aan te tonen dat materialen voldoen aan de specifieke criteria die in MR0175 zijn uiteengezet. Dit omvat chemische samenstelling, mechanische eigenschappen en testen op bestendigheid tegen zure serviceomstandigheden.

NACE-MR0103

  • Certificering: Naleving van NACE MR0103 is doorgaans vereist in contracten voor apparatuur en materialen die worden gebruikt in raffinaderijen en petrochemische fabrieken. Het zorgt ervoor dat de geselecteerde materialen bestand zijn tegen de specifieke uitdagingen die worden gesteld door raffinaderijomgevingen.
  • Vereenvoudigde vereisten: De documentatie- en testvereisten voor naleving van MR0103 zijn nog steeds streng, maar vaak minder complex dan die voor MR0175. Dit weerspiegelt de verschillende omgevingsomstandigheden en risico's bij raffinage in vergelijking met eerdere processen.

Testen en kwalificatie

NACEMR0175

  • Strenge tests: Materialen moeten uitgebreide tests ondergaan, waaronder laboratoriumtests voor SSC, HIC en SSCC, voordat ze in zure omgevingen gebruikt mogen worden.
  • Wereldwijde normen: De norm is afgestemd op internationale testprocedures en vereist vaak dat materialen voldoen aan strenge prestatie-eisen onder de zwaarste omstandigheden bij olie- en gasoperaties.

NACE-MR0103

  • Gerichte tests: Testvereisten zijn gericht op de specifieke omstandigheden van raffinaderijomgevingen. Dit omvat testen op weerstand tegen natte H₂S, SSC en andere relevante vormen van scheuren.
  • Toepassingsspecifiek: De testprotocollen zijn afgestemd op de behoeften van raffinageprocessen, waarbij de omstandigheden doorgaans minder streng zijn dan bij eerdere processen.

Conclusie

Hoewel NACE MR0175 en NACE MR0103 beide de cruciale functie vervullen van het voorkomen van sulfide-spanningsscheuren en andere vormen van omgevingsscheuren in zure omgevingen, zijn ze ontworpen voor verschillende toepassingen.

  • NACEMR0175 is de norm voor upstream olie- en gasactiviteiten en bestrijkt een breed scala aan materialen en omgevingsomstandigheden met strenge test- en kwalificatieprocessen.
  • NACE-MR0103 is speciaal ontworpen voor de raffinage-industrie en richt zich op downstream-processen met eenvoudigere, meer gerichte criteria voor materiaalselectie.

Het begrijpen van de verschillen tussen deze normen is essentieel voor het selecteren van de juiste materialen voor uw specifieke toepassing. Bovendien kunt u hiermee de veiligheid, betrouwbaarheid en levensduur van uw infrastructuur garanderen in omgevingen waar waterstofsulfide aanwezig is.

Waterstof-geïnduceerd kraken HIC

Milieubarsten: HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE, SCC

/in /door

In industrieën waar materialen worden blootgesteld aan zware omstandigheden, zoals olie en gas, chemische verwerking en energieopwekking, is het van cruciaal belang om omgevingsscheuren te begrijpen en te voorkomen. Deze soorten scheuren kunnen leiden tot catastrofale storingen, kostbare reparaties en aanzienlijke veiligheidsrisico's. Deze blogpost biedt een gedetailleerd en professioneel overzicht van de verschillende vormen van omgevingsscheuren, inclusief hun herkenning, onderliggende mechanismen en strategieën voor preventie.

1. Waterstofblaarvorming (HB)

Herkenning:
Waterstofblaarvorming wordt gekenmerkt door de vorming van blaren of uitstulpingen op het oppervlak van een materiaal. Deze blaren zijn het resultaat van waterstofatomen die het materiaal binnendringen en zich ophopen bij interne defecten of insluitsels, waardoor waterstofmoleculen worden gevormd die lokaal hoge druk creëren.

Mechanisme:
Waterstofatomen diffunderen in het materiaal, meestal koolstofstaal, en recombineren tot moleculaire waterstof op plekken met onzuiverheden of holtes. De druk van deze waterstofmoleculen creëert blaren, die het materiaal kunnen verzwakken en tot verdere degradatie kunnen leiden.

Preventie:

  • Materiaalkeuze: Gebruik van materialen met een laag gehalte aan onzuiverheden, met name staalsoorten met een laag zwavelgehalte.
  • Beschermende coatings: Aanbrengen van coatings die het binnendringen van waterstof voorkomen.
  • Kathodische bescherming: Implementatie van kathodische beschermingssystemen om waterstofabsorptie te verminderen.

2. Waterstofgeïnduceerd kraken (HIC)

Herkenning:
Waterstof-geïnduceerde scheurvorming (HIC) wordt geïdentificeerd door interne scheuren die vaak parallel lopen aan de rolrichting van het materiaal. Deze scheuren bevinden zich doorgaans langs korrelgrenzen en strekken zich niet uit tot het oppervlak van het materiaal, waardoor ze moeilijk te detecteren zijn totdat er aanzienlijke schade is opgetreden.

Mechanisme:
Vergelijkbaar met waterstofblaasjes, komen waterstofatomen het materiaal binnen en recombineren om moleculaire waterstof te vormen in interne holtes of insluitsels. De druk die door deze moleculen wordt gegenereerd, veroorzaakt interne scheuren, waardoor de structurele integriteit van het materiaal in gevaar komt.

Preventie:

  • Materiaalkeuze: Kies voor staalsoorten met een laag zwavelgehalte en een lager gehalte aan onzuiverheden.
  • Hittebehandeling: Pas de juiste warmtebehandelingsprocessen toe om de microstructuur van het materiaal te verfijnen.
  • Beschermende maatregelen: Gebruik coatings en kathodische bescherming om waterstofabsorptie te voorkomen.

3. Stress-georiënteerd waterstof-geïnduceerd kraken (SOHIC)

Herkenning:
SOHIC is een vorm van waterstofgeïnduceerde scheurvorming die optreedt in aanwezigheid van externe trekspanning. Het wordt herkend door een kenmerkend trapsgewijs of trapvormig scheurpatroon, vaak waargenomen in de buurt van lassen of andere gebieden met hoge spanning.

Mechanisme:
De combinatie van waterstof-geïnduceerde scheuren en trekspanning leidt tot een ernstiger en duidelijker scheurpatroon. De aanwezigheid van spanning verergert de effecten van waterstofverbrossing, waardoor de scheur zich stapsgewijs verspreidt.

Preventie:

  • Stressmanagement: Voer stressverlichtende behandelingen uit om restspanningen te verminderen.
  • Materiaalkeuze: Gebruik materialen met een hogere weerstand tegen waterstofbrosheid.
  • Beschermende maatregelen: Breng beschermende coatings en kathodische bescherming aan.

4. Sulfide spanningsscheuren (SSC)

Herkenning:
Sulfide stress cracking (SSC) manifesteert zich als brosse scheuren in staalsoorten met hoge sterkte die worden blootgesteld aan omgevingen die waterstofsulfide (H₂S) bevatten. Deze scheuren zijn vaak intergranulair en kunnen zich snel voortplanten onder trekspanning, wat leidt tot plotseling en catastrofaal falen.

Mechanisme:
In de aanwezigheid van waterstofsulfide worden waterstofatomen door het materiaal geabsorbeerd, wat leidt tot verbrossing. Deze verbrossing vermindert het vermogen van het materiaal om trekspanning te weerstaan, wat resulteert in brosse breuk.

Preventie:

  • Materiaalkeuze: Gebruik van zuurbestendige materialen met gecontroleerde hardheidsniveaus.
  • Milieubeheersing: Verminder de blootstelling aan waterstofsulfide of gebruik remmers om de impact ervan te minimaliseren.
  • Beschermende coatings: Aanbrengen van coatings die als barrière tegen waterstofsulfide dienen.

5. Stapsgewijs kraken (SWC)

Herkenning:
Stapsgewijs scheuren, ook wel bekend als stapsgewijs waterstofscheuren, treedt op in staalsoorten met een hoge sterkte, met name in gelaste constructies. Het is te herkennen aan een zigzag- of trapvormig scheurpatroon, dat doorgaans wordt waargenomen bij lassen.

Mechanisme:
Stapsgewijs scheuren ontstaat door de gecombineerde effecten van waterstofbrosheid en restspanning van het lassen. De scheur verspreidt zich stapsgewijs, waarbij het zwakste pad door het materiaal wordt gevolgd.

Preventie:

  • Hittebehandeling: Gebruik warmtebehandelingen voor en na het lassen om restspanningen te verminderen.
  • Materiaalkeuze: Kies voor materialen die beter bestand zijn tegen waterstofbrosheid.
  • Waterstof bakken: Voer na het lassen waterstofafbrandprocedures uit om geabsorbeerde waterstof te verwijderen.

6. Spanningszinkscheuren (SZC)

Herkenning:
Spanningszinkscheuren (SZC) treedt op in verzinkt (gegalvaniseerd) staal. Het wordt herkend aan intergranulaire scheuren die kunnen leiden tot delaminatie van de zinkcoating en vervolgens structureel falen van het onderliggende staal.

Mechanisme:
SZC wordt veroorzaakt door de combinatie van trekspanning in de zinkcoating en blootstelling aan een corrosieve omgeving. De spanning in de coating, gekoppeld aan omgevingsfactoren, leidt tot intergranulaire scheuren en falen.

Preventie:

  • Coatingcontrole: Zorg ervoor dat de zinklaag de juiste dikte heeft om overmatige spanning te voorkomen.
  • Ontwerp Overwegingen: Vermijd scherpe bochten en hoeken die spanning concentreren.
  • Milieubeheersing: Beperk blootstelling aan corrosieve omgevingen die scheurvorming kunnen verergeren.

7. Waterstofspanningsscheuren (HSC)

Herkenning:
Waterstofspanningsscheuren (HSC) is een vorm van waterstofbrosheid die optreedt in staalsoorten met een hoge sterkte die worden blootgesteld aan waterstof. Het wordt gekenmerkt door plotselinge brosse breuk onder trekspanning.

Mechanisme:
Waterstofatomen diffunderen in het staal, wat leidt tot verbrossing. Deze verbrossing vermindert de taaiheid van het materiaal aanzienlijk, waardoor het vatbaar wordt voor scheuren en plotseling falen onder spanning.

Preventie:

  • Materiaalkeuze: Kies materialen die minder gevoelig zijn voor waterstofbrosheid.
  • Milieubeheersing: Minimaliseer de blootstelling aan waterstof tijdens de verwerking en service.
  • Beschermende maatregelen: Breng beschermende coatings aan en gebruik kathodische bescherming om het binnendringen van waterstof te voorkomen.

8. Waterstofbrosheid (HE)

Herkenning:
Waterstofbrosheid (HE) is een algemene term voor het verlies van ductiliteit en daaropvolgende barsten of breuk van een materiaal door de absorptie van waterstof. Het wordt vaak herkend aan de plotselinge en broze aard van de breuk.

Mechanisme:
Waterstofatomen dringen de roosterstructuur van het metaal binnen, wat een significante vermindering van de ductiliteit en taaiheid veroorzaakt. Onder spanning is het brosse materiaal vatbaar voor scheuren en falen.

Preventie:

  • Materiaalkeuze: Gebruik materialen die bestand zijn tegen waterstofbrosheid.
  • Waterstofcontrole: Beheer de blootstelling aan waterstof tijdens de productie en het gebruik om absorptie te voorkomen.
  • Beschermende coatings: Breng coatings aan die voorkomen dat waterstof het materiaal binnendringt.

9. Spanningscorrosiescheuren (SCC)

Herkenning:
Spanningscorrosiescheuren (SCC) worden gekenmerkt door de aanwezigheid van fijne scheuren die doorgaans beginnen aan het oppervlak van het materiaal en zich door de dikte ervan voortplanten. SCC treedt op wanneer een materiaal wordt blootgesteld aan een specifieke corrosieve omgeving terwijl het onder trekspanning staat.

Mechanisme:
SCC is het resultaat van de gecombineerde effecten van trekspanning en een corrosieve omgeving. Bijvoorbeeld, chloride-geïnduceerde SCC is een veelvoorkomend probleem in roestvrij staal, waar chloride-ionen het ontstaan en de voortplanting van scheuren onder spanning vergemakkelijken.

Preventie:

  • Materiaalkeuze: Kies materialen die bestand zijn tegen het specifieke type SCC dat relevant is voor de omgeving.
  • Milieubeheersing: Verminder de concentratie van corrosieve stoffen, zoals chloriden, in de werkomgeving.
  • Stressmanagement: Gebruik spanningsarm gloeien en een zorgvuldig ontwerp om restspanningen die kunnen bijdragen aan SCC tot een minimum te beperken.

Conclusie

Milieubarsten vormen een complexe en veelzijdige uitdaging voor industrieën waar materiaalintegriteit cruciaal is. Het begrijpen van de specifieke mechanismen achter elk type barsten, zoals HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE en SCC, is essentieel voor effectieve preventie. Door strategieën te implementeren zoals materiaalselectie, stressmanagement, milieubeheersing en beschermende coatings, kunnen industrieën de risico's die gepaard gaan met deze vormen van barsten aanzienlijk verminderen, waardoor de veiligheid, betrouwbaarheid en levensduur van hun infrastructuur worden gewaarborgd.

Naarmate de technologie zich verder ontwikkelt, veranderen ook de methoden voor het bestrijden van scheurvorming in de omgeving. Daarom is voortdurend onderzoek en ontwikkeling van essentieel belang om de integriteit van het materiaal te behouden in veeleisende omgevingen.

Het bouwen van olieopslagtanks: Berekening van de vereisten voor stalen platen

Hoe bereken je het aantal stalen platen voor olieopslagtanks?

/in /door

Het bouwen van olieopslagtanks vereist nauwkeurige planning en nauwkeurige berekeningen om structurele integriteit, veiligheid en kosteneffectiviteit te garanderen. Voor tanks die zijn gebouwd met koolstofstalen platen, het bepalen van de hoeveelheid en de rangschikking van deze platen is cruciaal. In deze blog zullen we het proces van het berekenen van het aantal stalen platen dat nodig is voor het bouwen van drie cilindrische olieopslagtanks onderzoeken, waarbij we een specifiek voorbeeld gebruiken om de betrokken stappen te illustreren.

Projectspecificaties

Klantvereisten:

  • Opties voor plaatdikte: 6mm, 8mm en 10mm koolstofstalen platen
  • Afmetingen plaat: Breedte: 2200mm, Lengte: 6000mm

Tankspecificaties:

  • Aantal tanks: 3
  • Individueel tankvolume: 3.000 kubieke meter
  • Hoogte: 12 meter
  • Diameter: 15.286 meter

Stappen voor het berekenen van de hoeveelheid stalen platen voor drie cilindrische olieopslagtanks

Stap 1: Bereken het oppervlak van een enkele tank

Het oppervlak van elke tank is de som van de oppervlakken van de cilindrische mantel, de bodem en het dak.

1. Bereken de omtrek en het schelpoppervlak

2. Bereken de oppervlakte van de bodem en het dak

 

Stap 2: Bereken het totale oppervlak van alle tanks

Stap 3: Bepaal het aantal benodigde stalen platen

Stap 4: Plaatdikte toewijzen

Om de structurele integriteit en kosten van de tanks te optimaliseren, moeten verschillende plaatdiktes worden toegewezen aan de verschillende onderdelen van elke tank:

  • 6mm platen: Gebruikt voor daken, waar de structurele spanning lager is.
  • 8mm platen: Aanbrengen op de bovenste delen van de tankwanden, waar de spanning matig is.
  • 10mm platen: Gebruikt voor de bodem en de onderste delen van de schelpen, waar de spanning het hoogst is vanwege het gewicht van de opgeslagen olie.

Stap 5: Voorbeeld van toewijzing van platen voor elke tank

Bodemplaten:

  • Vereiste oppervlakte per tank: 183,7 vierkante meter
  • Plaatdikte: 10mm
  • Aantal platen per tank: [183.7/13.2] platen
  • Totaal voor 3 tanks: 14×3 platen

Schilplaten:

  • Vereiste oppervlakte per tank: 576 vierkante meter
  • Plaatdikte: 10 mm (onderste gedeelte), 8 mm (bovenste gedeelte)
  • Aantal platen per tank: [576/13.2] platen
    • Onderste gedeelte (10 mm): Ongeveer 22 platen per tank
    • Bovenste gedeelte (8mm): Ongeveer 22 platen per tank
  • Totaal voor 3 tanks: 44×3 platen

Dakplaten:

  • Vereiste oppervlakte per tank: 183,7 vierkante meter
  • Plaatdikte: 6mm
  • Aantal platen per tank: [183.7/13.2] platen
  • Totaal voor 3 tanks: 14 × 3 = platen

Overwegingen voor nauwkeurige berekeningen

  • Corrosietoeslag: Voeg extra dikte toe om rekening te houden met toekomstige corrosie.
  • Verspilling: Houd rekening met materiaalverspilling door het snijden en monteren, waarbij doorgaans 5-10% extra materiaal wordt toegevoegd.
  • Ontwerpcodes: Zorg ervoor dat er wordt voldaan aan de relevante ontwerpcodes en -normen, zoals API 650, bij het bepalen van de plaatdikte en het tankontwerp.

Conclusie

Het bouwen van olieopslagtanks met koolstofstalen platen vereist nauwkeurige berekeningen om de materiaalefficiëntie en structurele integriteit te garanderen. Door het oppervlak nauwkeurig te bepalen en rekening te houden met de juiste plaatdiktes, kunt u het aantal platen schatten dat nodig is om tanks te bouwen die voldoen aan de industrienormen en klantvereisten. Deze berekeningen vormen de basis voor succesvolle tankconstructie, waardoor efficiënte materiaalinkoop en projectplanning mogelijk zijn. Of het nu gaat om een nieuw project of het aanpassen van bestaande tanks, deze aanpak zorgt voor robuuste en betrouwbare olieopslagoplossingen die aansluiten bij de beste technische praktijken. Als u een nieuw LNG-, vliegtuigbrandstof- of ruwe olieopslagtankproject hebt, neem dan gerust contact op met [email protected] voor een optimale offerte voor staalplaten.

3LPE-coating versus 3LPP-coating

3LPE versus 3LPP: Uitgebreide vergelijking van pijpleidingcoatings

/in /door

Pijpleidingcoatings zijn cruciaal bij het beschermen van stalen pijpleidingen tegen corrosie en andere omgevingsfactoren. Tot de meest gebruikte coatings behoren 3-laags polyethyleen (3LPE) En 3-laags polypropyleen (3LPP) coatings. Beide coatings bieden robuuste bescherming, maar ze verschillen in toepassing, samenstelling en prestatie. Deze blog biedt een gedetailleerde vergelijking tussen 3LPE- en 3LPP-coatings, met de nadruk op vijf belangrijke gebieden: coatingselectie, coatingsamenstelling, coatingprestatie, bouwvereisten en bouwproces.

1. Coatingselectie

3LPE-coating:

  • Gebruik: 3LPE wordt veel gebruikt in de olie- en gasindustrie voor onshore en offshore pijpleidingen. Het is met name geschikt voor omgevingen waar matige temperatuurbestendigheid en uitstekende mechanische bescherming vereist zijn.
  • Temperatuurbereik:De 3LPE-coating wordt doorgaans gebruikt voor pijpleidingen die werken bij temperaturen van -40°C tot 80°C.
  • Kostenoverweging:3LPE is over het algemeen kosteneffectiever dan 3LPP, waardoor het een populaire keuze is voor projecten met budgetbeperkingen waarbij de temperatuurvereisten binnen het ondersteunde bereik vallen.

3LPP-coating:

  • Gebruik: 3LPP heeft de voorkeur in omgevingen met hoge temperaturen, zoals diepwater offshore pijpleidingen en pijpleidingen die hete vloeistoffen transporteren. Het wordt ook gebruikt in gebieden waar superieure mechanische bescherming nodig is.
  • Temperatuurbereik:3LPP-coatings zijn bestand tegen hogere temperaturen, doorgaans tussen -20°C en 140°C, waardoor ze geschikt zijn voor veeleisende toepassingen.
  • Kostenoverweging:3LPP-coatings zijn duurder vanwege hun superieure temperatuurbestendigheid en mechanische eigenschappen, maar ze zijn noodzakelijk voor pijpleidingen die onder extreme omstandigheden werken.

Selectie Samenvatting:De keuze tussen 3LPE en 3LPP hangt voornamelijk af van de bedrijfstemperatuur van de pijpleiding, de omgevingsomstandigheden en budgettaire overwegingen. 3LPE is ideaal voor gematigde temperaturen en kostengevoelige projecten, terwijl 3LPP de voorkeur heeft voor omgevingen met hoge temperaturen en waar verbeterde mechanische bescherming essentieel is.

2. Coatingsamenstelling

Samenstelling van 3LPE-coating:

  • Laag 1: Fusion Bonded Epoxy (FBE):De binnenste laag zorgt voor een uitstekende hechting aan het stalen substraat en fungeert als primaire corrosiebeschermingslaag.
  • Laag 2: Copolymeerlijm: Deze laag verbindt de FBE-laag met de polyethyleen toplaag, wat zorgt voor een sterke hechting en extra corrosiebescherming.
  • Laag 3: Polyethyleen (PE):De buitenste laag van polyethyleen biedt mechanische bescherming tegen fysieke schade tijdens het hanteren, transporteren en installeren.

Samenstelling van 3LPP-coating:

  • Laag 1: Fusion Bonded Epoxy (FBE):Net als bij 3LPE fungeert de FBE-laag in 3LPP als primaire corrosiebeschermings- en hechtingslaag.
  • Laag 2: Copolymeerlijm: Deze kleeflaag verbindt de FBE met de polypropyleen toplaag, waardoor een sterke hechting ontstaat.
  • Laag 3: Polypropyleen (PP):De buitenste laag van polypropyleen biedt superieure mechanische bescherming en hogere temperatuurbestendigheid vergeleken met polyethyleen.

Samenstelling Samenvatting: Beide coatings delen een vergelijkbare structuur, met een FBE-laag, een copolymeerlijm en een buitenste beschermlaag. Het materiaal van de buitenste laag verschilt echter: polyethyleen in 3LPE en polypropyleen in 3LPP, wat leidt tot verschillen in prestatiekenmerken.

3. Coatingprestaties

Prestaties van 3LPE-coating:

  • Temperatuurbestendigheid: 3LPE presteert goed in gematigde temperaturen, maar is mogelijk niet geschikt voor temperaturen boven de 80°C.
  • Mechanische bescherming:De buitenste laag van polyethyleen biedt uitstekende weerstand tegen fysieke beschadigingen, waardoor het geschikt is voor pijpleidingen op land en op zee.
  • Corrosieweerstand:De combinatie van FBE- en PE-lagen biedt een robuuste bescherming tegen corrosie, vooral in vochtige of natte omgevingen.
  • Chemische weerstand:3LPE biedt een goede bestendigheid tegen chemicaliën, maar is minder effectief in omgevingen met agressieve chemische blootstelling vergeleken met 3LPP.

Prestaties van 3LPP-coating:

  • Temperatuurbestendigheid:3LPP is ontworpen om hogere temperaturen te weerstaan, tot wel 140°C. Hierdoor is het ideaal voor pijpleidingen die hete vloeistoffen transporteren of zich in omgevingen met hoge temperaturen bevinden.
  • Mechanische bescherming:De polypropyleenlaag biedt superieure mechanische bescherming, vooral in diepwater offshore pijpleidingen waar de externe druk en fysieke belasting hoger zijn.
  • Corrosieweerstand:3LPP biedt een uitstekende corrosiebescherming, vergelijkbaar met 3LPE, maar met betere prestaties in omgevingen met hogere temperaturen.
  • Chemische weerstand:3LPP heeft een superieure chemische bestendigheid, waardoor het geschikter is voor omgevingen met agressieve chemicaliën of koolwaterstoffen.

Prestatiesamenvatting: 3LPP presteert beter dan 3LPE in omgevingen met hoge temperaturen en biedt betere mechanische en chemische bestendigheid. 3LPE is echter nog steeds zeer effectief voor gematigde temperaturen en minder agressieve omgevingen.

4. Bouwvereisten

3LPE-constructievereisten:

  • Voorbereiding van het oppervlak: Een goede oppervlaktevoorbereiding is cruciaal voor de effectiviteit van de 3LPE-coating. Het stalen oppervlak moet worden gereinigd en opgeruwd om de benodigde hechting voor de FBE-laag te bereiken.
  • Toepassingsvoorwaarden: Het aanbrengen van de 3LPE-coating moet in een gecontroleerde omgeving gebeuren om een goede hechting van elke laag te garanderen.
  • Dikte specificaties:De dikte van elke laag is van cruciaal belang. De totale dikte varieert doorgaans van 1,8 mm tot 3,0 mm, afhankelijk van het beoogde gebruik van de pijpleiding.

3LPP-constructievereisten:

  • Voorbereiding van het oppervlak: Net als bij 3LPE is oppervlaktevoorbereiding essentieel. Het staal moet worden gereinigd om verontreinigingen te verwijderen en ruw gemaakt om een goede hechting van de FBE-laag te garanderen.
  • Toepassingsvoorwaarden:Het aanbrengproces voor 3LPP is vergelijkbaar met dat van 3LPE, maar vereist vaak een nauwkeurigere controle vanwege de hogere temperatuurbestendigheid van de coating.
  • Dikte specificaties:3LPP-coatings zijn doorgaans dikker dan 3LPE, waarbij de totale dikte varieert van 2,0 mm tot 4,0 mm, afhankelijk van de specifieke toepassing.

Samenvatting van de bouwvereisten: Zowel 3LPE als 3LPP vereisen een nauwkeurige oppervlaktevoorbereiding en gecontroleerde applicatieomgevingen. 3LPP-coatings vereisen echter over het algemeen dikkere applicaties om hun verbeterde beschermende kwaliteiten te bereiken.

5. Bouwproces

3LPE-bouwproces:

  1. Oppervlaktereiniging:De stalen buis wordt gereinigd met behulp van methoden zoals stralen om roest, aanslag en andere verontreinigingen te verwijderen.
  2. FBE-aanvraag:De gereinigde pijp wordt voorverwarmd en de FBE-laag wordt elektrostatisch aangebracht, waardoor een sterke verbinding met het staal ontstaat.
  3. Toepassing van de kleeflaag:Er wordt een copolymeerlijm over de FBE-laag aangebracht, waardoor de FBE aan de buitenste polyethyleenlaag wordt gehecht.
  4. PE-laagtoepassing:De polyethyleenlaag wordt op de buis geëxtrudeerd en biedt mechanische bescherming en extra corrosiebestendigheid.
  5. Koeling en inspectie:De gecoate buis wordt gekoeld, gecontroleerd op defecten en klaargemaakt voor transport.

3LPP-bouwproces:

  1. Oppervlaktereiniging:Net als bij 3LPE wordt de stalen buis grondig gereinigd om een goede hechting van de coatinglagen te garanderen.
  2. FBE-aanvraag:De FBE-laag wordt op de voorverwarmde buis aangebracht en dient als primaire corrosiebeschermingslaag.
  3. Toepassing van de kleeflaag:Over de FBE-laag wordt een copolymeerlijm aangebracht, die zorgt voor een sterke hechting met de polypropyleen toplaag.
  4. PP-laagtoepassing:De polypropyleenlaag wordt door middel van extrusie aangebracht en biedt superieure mechanische en temperatuurbestendigheid.
  5. Koeling en inspectie:De pijp wordt gekoeld, geïnspecteerd op defecten en gereedgemaakt voor gebruik.

Samenvatting van het bouwproces: De bouwprocessen voor 3LPE en 3LPP zijn vergelijkbaar, met verschillen voornamelijk in de materialen die worden gebruikt voor de buitenste beschermlaag. Beide processen vereisen zorgvuldige controle van temperatuur, reinheid en laagdikte om optimale prestaties te garanderen.

Conclusie

De keuze tussen 3LPE- en 3LPP-coatings hangt af van verschillende factoren, waaronder de bedrijfstemperatuur, omgevingsomstandigheden, mechanische belasting en budget.

  • 3LPE is ideaal voor pijpleidingen die werken bij gematigde temperaturen en waar kosten een belangrijke overweging zijn. Het biedt uitstekende corrosiebestendigheid en mechanische bescherming voor de meeste onshore en offshore toepassingen.
  • 3LPPis daarentegen de voorkeurskeuze voor omgevingen met hoge temperaturen en toepassingen die superieure mechanische bescherming vereisen. De hogere kosten worden gerechtvaardigd door de verbeterde prestaties in veeleisende omstandigheden.

Het begrijpen van de specifieke vereisten van uw pijpleidingproject is essentieel bij het selecteren van de juiste coating. Zowel 3LPE als 3LPP hebben hun sterke punten en toepassingen, en de juiste keuze zorgt voor langdurige bescherming en duurzaamheid van uw pijpleidinginfrastructuur.

Onderzoek naar de vitale rol van stalen buizen bij olie- en gaswinning

/in /door

I. De basiskennis van de pijpleiding voor de olie- en gasindustrie

1. Terminologie-uitleg

API: Afkorting van Amerikaanse Petroleum Instituut.
OCTG: Afkorting van Olieland buisvormige goederen, inclusief oliebehuizingspijp, olieslang, boorpijp, boorkraag, boorbeitels, zuigstang, jonggewrichten, enz.
Olieslang: Slangen worden in oliebronnen gebruikt voor oliewinning, gaswinning, waterinjectie en zuurbreken.
Behuizing: Buizen die vanaf het grondoppervlak in een geboord boorgat worden neergelaten als voering om instorting van de muur te voorkomen.
Boor pijp: Pijp gebruikt voor het boren van boorgaten.
Lijn pijp: Pijp gebruikt om olie of gas te transporteren.
Koppelingen: Cilinders die worden gebruikt om twee pijpen met schroefdraad en interne schroefdraad met elkaar te verbinden.
Koppelingsmateriaal: Pijp gebruikt voor het vervaardigen van koppelingen.
API-threads: Pijpdraden gespecificeerd door de API 5B-standaard, inclusief ronde schroefdraad van olieleidingen, korte ronde schroefdraad van de behuizing, lange ronde schroefdraad van de behuizing, gedeeltelijke trapeziumvormige schroefdraad van de behuizing, schroefdraad van lijnpijpen, enzovoort.
Premium-verbinding: Niet-API-schroefdraden met speciale afdichtingseigenschappen, verbindingseigenschappen en andere eigenschappen.
Storingen: vervorming, breuk, oppervlakteschade en verlies van oorspronkelijke functie onder specifieke gebruiksomstandigheden.
Belangrijkste vormen van falen: verpletteren, uitglijden, scheuren, lekkage, corrosie, hechting, slijtage, enzovoort.

2. Aardoliegerelateerde normen

API-specificatie 5B, 17e editie – Specificatie voor het draadsnijden, meten en draadinspectie van de schroefdraad van behuizingen, buizen en leidingleidingen
API-specificatie 5L, 46e editie – Specificatie voor leidingpijp
API-specificatie 5CT, 11e editie – Specificatie voor behuizing en buizen
API-specificatie 5DP, 7e editie – Specificatie voor boorpijp
API-specificatie 7-1, 2e editie – Specificatie voor roterende boorsteelelementen
API-specificatie 7-2, 2e editie – Specificatie voor draadsnijden en meten van roterende schroefdraadverbindingen
API-specificatie 11B, 24e editie – Specificatie voor zuigstangen, gepolijste stangen en voeringen, koppelingen, zinkstaven, gepolijste stangklemmen, pakkingbussen en pomp-T-stukken
ISO3183:2019 – Aardolie- en aardgasindustrieën – Stalen buizen voor transportsystemen voor pijpleidingen
ISO11960:2020 – Aardolie- en aardgasindustrieën – Stalen buizen voor gebruik als behuizing of buizen voor putten
NACE MR0175 / ISO 15156:2020 – Aardolie- en aardgasindustrieën – Materialen voor gebruik in H2S-bevattende omgevingen bij de olie- en gasproductie

II. Olieslang

1. Classificatie van olieslangen

Olieslangen zijn onderverdeeld in niet-verstoorde olieslangen (NU), externe verstoorde olieslangen (EU) en integrale gezamenlijke (IJ) olieslangen. NU-olieslang betekent dat het uiteinde van de slang een normale dikte heeft en direct de draad omdraait en de koppelingen brengt. Verstoorde buizen betekent dat de uiteinden van beide buizen uitwendig zijn verstoord, vervolgens van schroefdraad zijn voorzien en aan elkaar zijn gekoppeld. Integral Joint-slangen betekent dat het ene uiteinde van de buis is verstoord met externe schroefdraad en het andere uiteinde is verstoord met interne schroefdraad en direct is verbonden zonder koppelingen.

2. Functie van olieslangen

① Winning van olie en gas: nadat de olie- en gasbronnen zijn geboord en gecementeerd, worden de buizen in de oliemantel geplaatst om olie en gas uit de grond te halen.
② Waterinjectie: wanneer de druk in het boorgat onvoldoende is, injecteert u water via de slangen in de put.
③ Stoominjectie: Bij het winnen van dikke olie met hete olie wordt stoom via geïsoleerde olieleidingen in de put gebracht.
④ Verzuring en breuk: in de late fase van het boren van putten of om de productie van olie- en gasbronnen te verbeteren, is het noodzakelijk om verzurings- en breukmedium of uithardingsmateriaal in de olie- en gaslaag in te voeren, en het medium en het uithardingsmateriaal worden door de olieslangen getransporteerd.

3. Staalkwaliteit van olieslangen

De staalkwaliteiten van oliebuizen zijn H40, J55, N80, L80, C90, T95, P110.
N80 is verdeeld in N80-1 en N80Q, de twee hebben dezelfde trekeigenschappen, de twee verschillen zijn de verschillen in leveringsstatus en impactprestaties, N80-1-levering door genormaliseerde toestand of wanneer de uiteindelijke walstemperatuur hoger is dan de kritische temperatuur Ar3 en spanningsreductie na luchtkoeling en kan worden gebruikt om warmwalsen te vinden in plaats van genormaliseerd, impact- en niet-destructief testen zijn niet vereist; N80Q moet worden getemperd (afgeschrikt en getemperd). Warmtebehandeling, impactfunctie moet in overeenstemming zijn met de bepalingen van API 5CT en moet niet-destructief testen zijn.
L80 is onderverdeeld in L80-1, L80-9Cr en L80-13Cr. Hun mechanische eigenschappen en leveringsstatus zijn hetzelfde. Verschillen in gebruik, productieproblemen en prijs, L80-1 voor het algemene type, L80-9Cr en L80-13Cr zijn buizen met een hoge corrosieweerstand, productieproblemen, duur en worden meestal gebruikt in zware corrosieputten.
C90 en T95 zijn onderverdeeld in 1 en 2 typen, namelijk C90-1, C90-2 en T95-1, T95-2.

4. De vaak gebruikte staalsoort, staalnaam en leveringsstatus van de olieslangen

J55 (37Mn5) NU-olieslang: warmgewalst in plaats van genormaliseerd
J55 (37Mn5) EU-olieslang: genormaliseerd over de volledige lengte na verstoring
N80-1 (36Mn2V) NU-olieslang: warmgewalst in plaats van genormaliseerd
N80-1 (36Mn2V) EU-olieslang: volledige lengte genormaliseerd na verstoring
N80-Q (30Mn5) olieslang: 30Mn5, temperering over de volledige lengte
L80-1 (30Mn5) olieslang: 30Mn5, temperering over de volledige lengte
P110 (25CrMnMo) olieslang: 25CrMnMo, temperering over de volledige lengte
J55 (37Mn5) Koppeling: Warmgewalst online Genormaliseerd
N80 (28MnTiB) koppeling: tempereren over de volledige lengte
L80-1 (28MnTiB) Koppeling: gehard over de volledige lengte
P110 (25CrMnMo) koppeling: tempereren over de volledige lengte

III. Behuizing pijp

1. Classificatie en rol van behuizing

De behuizing is de stalen buis die de muur van olie- en gasbronnen ondersteunt. In elke put worden verschillende lagen boorbuis gebruikt, afhankelijk van de verschillende boordieptes en geologische omstandigheden. Cement wordt gebruikt om de behuizing te cementeren nadat deze in de put is neergelaten, en in tegenstelling tot oliepijpen en boorpijpen kan het niet worden hergebruikt en behoort het tot wegwerpbare verbruiksmaterialen. Daarom is het verbruik van behuizingen verantwoordelijk voor meer dan 70 procent van alle oliebronleidingen. De behuizing kan worden verdeeld in geleiderbehuizing, tussenbehuizing, productiebehuizing en voeringbehuizing, afhankelijk van het gebruik ervan, en hun structuren in oliebronnen worden getoond in figuur 1.

①Geleiderbehuizing: Doorgaans wordt gebruik gemaakt van API-kwaliteiten K55, J55 of H40. De geleidermantel stabiliseert de putmond en isoleert ondiepe watervoerende lagen met een diameter die gewoonlijk rond de 20 inch of 16 inch ligt.

②Tussenbehuizing: Tussenbehuizing, vaak gemaakt van API-kwaliteiten K55, N80, L80 of P110, wordt gebruikt om onstabiele formaties en variërende drukzones te isoleren, met typische diameters van 13 3/8 inch, 11 3/4 inch of 9 5/8 inch .

③Productiebehuizing: De productiebehuizing is gemaakt van hoogwaardig staal zoals API-kwaliteiten J55, N80, L80, P110 of Q125 en is ontworpen om productiedruk te weerstaan, gewoonlijk met diameters van 9 5/8 inch, 7 inch of 5 1/2 inch.

④Linerbehuizing: Voeringen breiden de boorput uit tot in het reservoir, waarbij gebruik wordt gemaakt van materialen zoals API-kwaliteit L80, N80 of P110, met typische diameters van 7 inch, 5 inch of 4 1/2 inch.

⑤Slangen: Slangen transporteren koolwaterstoffen naar het oppervlak, met behulp van API-kwaliteiten J55, L80 of P110, en zijn verkrijgbaar in diameters van 4 1/2 inch, 3 1/2 inch of 2 7/8 inch.

IV. Boor pijp

1. Classificatie en functie van buizen voor boorgereedschap

De vierkante boorpijp, boorpijp, verzwaarde boorpijp en boorkraag in boorgereedschap vormen de boorpijp. De boorpijp is het kernboorgereedschap dat de boor van de grond naar de bodem van de put drijft, en het is ook een kanaal van de grond naar de bodem van de put. Het heeft drie hoofdrollen:

① Om koppel over te brengen om de boor aan te drijven om te boren;

② Vertrouwen op zijn gewicht op de boor om de druk van de rots op de bodem van de put te breken;

③ Om wasvloeistof te transporteren, dat wil zeggen door modder door de grond te boren via de hogedrukmodderpompen, boorkolom in de boorgatstroom naar de bodem van de put om het steenafval weg te spoelen en de boor af te koelen, en het steenafval te dragen door het buitenoppervlak van de kolom en de wand van de put tussen de ring om terug te keren naar de grond, om het doel van het boren van de put te bereiken.

Omdat de boorpijp tijdens het boorproces bestand is tegen een verscheidenheid aan complexe wisselende belastingen, zoals trek-, druk-, torsie-, buig- en andere spanningen, is het binnenoppervlak ook onderhevig aan modderschuren en corrosie onder hoge druk.
(1) Vierkante boorpijp: vierkante boorpijp heeft twee soorten vierhoekig type en zeshoekig type, Chinese aardolieboorpijp, elke set boorkolommen gebruikt meestal een vierzijdige boorpijp. De specificaties zijn 63,5 mm (2-1/2 inch), 88,9 mm (3-1/2 inch), 107,95 mm (4-1/4 inch), 133,35 mm (5-1/4 inch), 152,4 mm ( 6 inch) enzovoort. Meestal is de gebruikte lengte 12 ~ 14,5 m.
(2) Boorpijp: De boorpijp is het belangrijkste gereedschap voor het boren van putten, verbonden met het onderste uiteinde van de vierkante boorpijp, en naarmate de boorput zich verder verdiept, blijft de boorpijp de boorkolom één voor één verlengen. De specificaties van de boorpijp zijn: 60,3 mm (2-3/8 inch), 73,03 mm (2-7/8 inch), 88,9 mm (3-1/2 inch), 114,3 mm (4-1/2 inch) , 127 mm (5 inch), 139,7 mm (5-1/2 inch) enzovoort.
(3) Zware boorpijp: Een verzwaarde boorpijp is een overgangsgereedschap dat de boorpijp en de boorkraag verbindt, waardoor de krachttoestand van de boorpijp kan worden verbeterd en de druk op de boor kan worden verhoogd. De belangrijkste specificaties van de verzwaarde boorpijp zijn 88,9 mm (3-1/2 inch) en 127 mm (5 inch).
(4) Boorkraag: de boorkraag is verbonden met het onderste deel van de boorpijp, een speciale dikwandige pijp met hoge stijfheid, die druk uitoefent op de boor om de rots te breken en een leidende rol speelt bij het boren van een rechte put. De gebruikelijke specificaties van boorkragen zijn 158,75 mm (6-1/4 inch), 177,85 mm (7 inch), 203,2 mm (8 inch), 228,6 mm (9 inch) enzovoort.

V. Lijnpijp

1. Classificatie van leidingpijpen

Lijnpijpen worden in de olie- en gasindustrie gebruikt voor de transmissie van olie-, geraffineerde olie-, aardgas- en waterleidingen met de afkorting van stalen buizen. Het transporteren van olie- en gaspijpleidingen is hoofdzakelijk onderverdeeld in hoofdpijpleidingen, aftakleidingpijpleidingen en stedelijke pijpleidingnetwerkpijpleidingen. Drie soorten hoofdpijpleidingtransmissie van de gebruikelijke specificaties voor ∅406 ~ 1219 mm, wanddikte van 10 ~ 25 mm, staalkwaliteit X42 ~ X80 ; aftakleiding pijpleiding en stedelijke pijpleidingnetwerk pijpleidingen zijn meestal specificaties voor de ∅114 ~ 700 mm, wanddikte van 6 ~ 20 mm, de staalsoort voor de X42 ~ X80. De staalsoort is X42~X80. Lijnpijp is verkrijgbaar als gelast type en naadloos type. Gelaste lijnpijpen worden meer gebruikt dan naadloze lijnpijpen.

2. Standaard van lijnpijp

API Spec 5L – Specificatie voor lijnpijp
ISO 3183 – Petroleum- en aardgasindustrie – Stalen buizen voor transportsystemen voor pijpleidingen

3. PSL1 en PSL2

PSL is de afkorting van Productspecificatieniveau. Het productspecificatieniveau van de lijnpijp is verdeeld in PSL 1 en PSL 2. Er kan ook worden gezegd dat het kwaliteitsniveau is verdeeld in PSL 1 en PSL 2. PSL 2 is hoger dan PSL 1, de 2 specificatieniveaus hebben niet alleen verschillende testvereisten, maar de vereisten voor de chemische samenstelling en mechanische eigenschappen zijn verschillend, dus volgens de API 5L-volgorde moeten de voorwaarden van het contract naast het specificeren van de specificaties, staalkwaliteit en andere gebruikelijke indicatoren ook het productspecificatieniveau aangeven, dat wil zeggen PSL 1 of PSL 2. PSL 2 in de chemische samenstelling, trekeigenschappen, slagkracht, niet-destructief testen en andere indicatoren zijn strenger dan PSL 1.

4. Lijnpijp Staalkwaliteit, chemische samenstelling en mechanische eigenschappen

Lijnpijpstaalkwaliteit van laag naar hoog is onderverdeeld in: A25, A, B, X42, X46, X52, X60, X65, X70 en X80. Raadpleeg voor de gedetailleerde chemische samenstelling en mechanische eigenschappen de API 5L-specificatie, 46e editie.

5. Hydrostatische test en niet-destructieve onderzoeksvereisten voor leidingpijpen

Leidingleidingen moeten tak voor tak hydraulische test worden uitgevoerd, en de standaard staat geen niet-destructieve generatie van hydraulische druk toe, wat ook een groot verschil is tussen de API-standaard en onze normen. PSL 1 vereist geen niet-destructieve testen, PSL 2 zou tak voor tak niet-destructief testen moeten zijn.

VI. Premium-verbindingen

1. Introductie van Premium-verbindingen

Premium Connection is een pijpdraad met een speciale structuur die verschilt van de API-draad. Hoewel de bestaande API-oliebehuizing met schroefdraad op grote schaal wordt gebruikt bij de exploitatie van oliebronnen, worden de tekortkomingen ervan duidelijk aangetoond in de speciale omgeving van sommige olievelden: de API-pijpkolom met ronde schroefdraad, hoewel de afdichtingsprestaties beter zijn, de trekkracht die wordt gedragen door de schroefdraad een deel is slechts gelijk aan 60% tot 80% van de sterkte van het pijplichaam, en kan dus niet worden gebruikt bij de exploitatie van diepe putten; de API-voorgespannen trapeziumvormige pijpkolom met schroefdraad, hoewel de trekprestaties veel hoger zijn dan die van de API-ronde schroefdraadverbinding, zijn de afdichtingsprestaties niet zo goed. Hoewel de trekprestaties van de kolom veel hoger zijn dan die van de API-ronde schroefdraadverbinding, zijn de afdichtingsprestaties niet erg goed, zodat deze niet kunnen worden gebruikt bij de exploitatie van hogedrukgasbronnen; bovendien kan het schroefdraadvet alleen zijn rol spelen in het milieu bij een temperatuur lager dan 95 ℃, zodat het niet kan worden gebruikt bij de exploitatie van bronnen met hoge temperaturen.

Vergeleken met de API-ronde draad en de gedeeltelijke trapeziumdraadverbinding heeft de premiumverbinding baanbrekende vooruitgang geboekt op de volgende aspecten:

(1) Goede afdichting, door de elasticiteit en het ontwerp van de metalen afdichtingsstructuur, maakt de gasafdichting van de verbinding bestand tegen het bereiken van de limiet van het buislichaam binnen de vloeidruk;

(2) Hoge sterkte van de verbinding, verbonden met een speciale gespverbinding van het olieomhulsel, de verbindingssterkte bereikt of overtreft de sterkte van het buislichaam, om het probleem van slippen fundamenteel op te lossen;

(3) Door de materiaalselectie en de verbetering van het oppervlaktebehandelingsproces werd in principe het probleem van het vastzitten van de draad opgelost;

(4) Door de optimalisatie van de constructie, zodat de gezamenlijke spanningsverdeling redelijker is en bevorderlijker voor de weerstand tegen spanningscorrosie;

(5) Door de schouderstructuur van het redelijke ontwerp, zodat de werking van de gesp op de bediening gemakkelijker uit te voeren is.

Momenteel beschikt de olie- en gasindustrie over meer dan 100 gepatenteerde premiumverbindingen, die aanzienlijke vooruitgang in de leidingtechnologie vertegenwoordigen. Deze gespecialiseerde schroefdraadontwerpen bieden superieure afdichtingsmogelijkheden, verhoogde verbindingssterkte en verbeterde weerstand tegen omgevingsinvloeden. Door uitdagingen zoals hoge druk, corrosieve omgevingen en extreme temperaturen aan te pakken, zorgen deze innovaties voor een grotere betrouwbaarheid en efficiëntie bij oliebronactiviteiten wereldwijd. Voortdurend onderzoek en ontwikkeling op het gebied van hoogwaardige verbindingen onderstrepen hun cruciale rol bij het ondersteunen van veiligere en productievere boorpraktijken, als weerspiegeling van een voortdurende inzet voor technologische uitmuntendheid in de energiesector.

VAM®-verbinding: VAM®-verbindingen staan bekend om hun robuuste prestaties in uitdagende omgevingen en zijn voorzien van geavanceerde metaal-op-metaal afdichtingstechnologie en hoge koppelmogelijkheden, waardoor betrouwbare werking in diepe putten en hogedrukreservoirs wordt gegarandeerd.

TenarisHydril Wedge-serie: Deze serie biedt een reeks verbindingen zoals Blue®, Dopeless® en Wedge 521®, bekend om hun uitzonderlijke gasdichte afdichting en weerstand tegen compressie- en trekkrachten, waardoor de operationele veiligheid en efficiëntie worden verbeterd.

TSH® Blauw: TSH® Blue-verbindingen zijn ontworpen door Tenaris en maken gebruik van een gepatenteerd ontwerp met dubbele schouder en een hoogwaardig draadprofiel, dat uitstekende weerstand tegen vermoeidheid en gemakkelijke montage biedt bij kritische boortoepassingen.

Grant Prideco™ XT®-verbinding: XT®-verbindingen zijn ontworpen door NOV en bevatten een unieke metaal-op-metaal afdichting en een robuuste draadvorm, waardoor een superieur koppelvermogen en weerstand tegen vreten wordt gegarandeerd, waardoor de operationele levensduur van de verbinding wordt verlengd.

Jacht Seal-Lock®-verbinding: Met een metaal-op-metaal afdichting en een uniek draadprofiel staat de Seal-Lock®-verbinding van Hunting bekend om zijn superieure drukweerstand en betrouwbaarheid bij zowel onshore als offshore booroperaties.

Conclusie

Kortom, het ingewikkelde netwerk van leidingen dat cruciaal is voor de olie- en gasindustrie omvat een breed scala aan gespecialiseerde apparatuur die is ontworpen om bestand te zijn tegen veeleisende omgevingen en complexe operationele eisen. Van de fundamentele mantelbuizen die putwanden ondersteunen en beschermen tot de veelzijdige buizen die worden gebruikt bij extractie- en injectieprocessen: elk type buis dient een ander doel bij de exploratie, productie en transport van koolwaterstoffen. Normen zoals API-specificaties zorgen voor uniformiteit en kwaliteit in deze leidingen, terwijl innovaties zoals premiumverbindingen de prestaties onder uitdagende omstandigheden verbeteren. Naarmate de technologie evolueert, blijven deze cruciale componenten zich ontwikkelen, waardoor de efficiëntie en betrouwbaarheid van de mondiale energieactiviteiten toenemen. Het begrijpen van deze leidingen en hun specificaties onderstreept hun onmisbare rol in de infrastructuur van de moderne energiesector.

Super 13Cr SMSS 13Cr behuizing en buizen

SMSS 13Cr en DSS 22Cr in H₂S/CO₂-olie-wateromgeving

/in /door

Het corrosiegedrag van supermartensitisch roestvrij staal (SMS) 13Cr en duplex roestvrij staal (DSS) 22Cr in een H₂S/CO₂-olie-wateromgeving zijn van groot belang, vooral in de olie- en gasindustrie, waar deze materialen vaak worden blootgesteld aan zulke zware omstandigheden. Hier is een overzicht van hoe elk materiaal zich onder deze omstandigheden gedraagt:

1. Supermartensitisch roestvrij staal (SMSS) 13Cr:

  • Samenstelling: SMSS 13Cr bevat doorgaans ongeveer 12-14% chroom, met kleine hoeveelheden nikkel en molybdeen. Het hoge chroomgehalte zorgt voor een goede weerstand tegen corrosie, terwijl de martensitische structuur voor een hoge sterkte zorgt.
  • Corrosiegedrag:
    • CO₂-corrosie: SMSS 13Cr vertoont een matige weerstand tegen CO₂-corrosie, voornamelijk als gevolg van de vorming van een beschermende chroomoxidelaag. In de aanwezigheid van CO₂ bestaat er echter een risico op plaatselijke corrosie zoals putcorrosie en spleetcorrosie.
    • H₂S-corrosie: De aanwezigheid van H₂S verhoogt het risico op sulfidespanningsscheuren (SSC) en waterstofbrosheid. SMSS 13Cr is enigszins resistent maar niet immuun voor deze vormen van corrosie, vooral bij hogere temperaturen en drukken.
    • Olie-wateromgeving: De aanwezigheid van olie kan soms een beschermende barrière vormen, waardoor de blootstelling van het metalen oppervlak aan corrosieve stoffen wordt verminderd. Water, vooral in de vorm van pekel, kan echter zeer corrosief zijn. De balans tussen olie- en waterfasen kan de algehele corrosiesnelheid aanzienlijk beïnvloeden.
  • Gebruikelijke problemen:
    • Sulfidespanningsscheuren (SSC): De martensitische structuur, hoewel sterk, is gevoelig voor SSC in aanwezigheid van H₂S.
    • Put- en spleetcorrosie: Dit zijn grote zorgen, vooral in omgevingen met chloriden en CO₂.

2. Duplex roestvrij staal (DSS) 22Cr:

  • Samenstelling: DSS 22Cr bevat ongeveer 22% Chroom, met ongeveer 5% Nikkel, 3% Molybdeen en een gebalanceerde austeniet-ferriet microstructuur. Dit geeft DSS uitstekende corrosiebestendigheid en hoge sterkte.
  • Corrosiegedrag:
    • CO₂-corrosie: DSS 22Cr heeft een superieure weerstand tegen CO₂-corrosie vergeleken met SMSS 13Cr. Het hoge chroomgehalte en de aanwezigheid van molybdeen helpen bij het vormen van een stabiele en beschermende oxidelaag die corrosiebestendig is.
    • H₂S-corrosie: DSS 22Cr is zeer resistent tegen H₂S-geïnduceerde corrosie, inclusief SSC en waterstofbrosheid. De uitgebalanceerde microstructuur en legeringssamenstelling helpen deze risico's te beperken.
    • Olie-wateromgeving: DSS 22Cr presteert goed in gemengde olie-wateromgevingen en is bestand tegen zowel algemene als plaatselijke corrosie. De aanwezigheid van olie kan de corrosieweerstand verbeteren door een beschermende film te vormen, maar dit is minder kritisch voor DSS 22Cr vanwege de inherente corrosieweerstand.
  • Gebruikelijke problemen:
    • Spanningscorrosiescheuren (SCC): Hoewel resistenter dan SMSS 13Cr, kan DSS 22Cr onder bepaalde omstandigheden nog steeds gevoelig zijn voor SCC, zoals hoge chlorideconcentraties bij verhoogde temperaturen.
    • Gelokaliseerde corrosie: DSS 22Cr is over het algemeen zeer goed bestand tegen put- en spleetcorrosie, maar onder extreme omstandigheden kunnen deze toch voorkomen.

Vergelijkende samenvatting:

  • Corrosieweerstand: DSS 22Cr biedt over het algemeen superieure corrosieweerstand vergeleken met SMSS 13Cr, vooral in omgevingen met zowel H₂S als CO₂.
  • Sterkte en taaiheid: SMSS 13Cr heeft een hogere sterkte, maar is gevoeliger voor corrosieproblemen zoals SSC en putcorrosie.
  • Toepassingsgeschiktheid: DSS 22Cr heeft vaak de voorkeur in omgevingen met hogere corrosierisico's, zoals die met hoge niveaus van H₂S en CO₂, terwijl SMSS 13Cr kan worden geselecteerd voor toepassingen die een hogere sterkte vereisen en waar de corrosierisico's gematigd zijn.

Conclusie:

Wanneer u kiest tussen SMSS 13Cr en DSS 22Cr voor gebruik in H₂S/CO₂-olie-wateromgevingen, is DSS 22Cr doorgaans de betere keuze om corrosie te weerstaan, vooral in agressievere omgevingen. Bij de uiteindelijke beslissing moeten echter rekening worden gehouden met de specifieke omstandigheden, waaronder temperatuur, druk en de relatieve concentraties van H₂S en CO₂.