NACE MR0175 w porównaniu z NACE MR0103

Jaka jest różnica między NACE MR0175 i NACE MR0103?

/w /Autor

W branżach takich jak ropa i gaz, gdzie sprzęt i infrastruktura są rutynowo narażone na trudne warunki, wybór materiałów, które mogą wytrzymać warunki korozyjne, ma kluczowe znaczenie. Dwiema kluczowymi normami, które kierują wyborem materiałów do środowisk zawierających siarkowodór (H₂S), są: NACE MR0175 I NACE MR0103. Chociaż oba standardy mają na celu zapobieganie pękaniu naprężeniowemu siarczków (SSC) i innym formom uszkodzeń wywołanych wodorem, są one przeznaczone do różnych zastosowań i środowisk. Ten blog zapewnia kompleksowy przegląd różnic między tymi dwoma ważnymi standardami.

Wprowadzenie do norm NACE

NACE International, obecnie część Association for Materials Protection and Performance (AMPP), opracowała zarówno NACE MR0175, jak i NACE MR0103, aby sprostać wyzwaniom stawianym przez kwaśne środowiska serwisowe — te zawierające H₂S. Środowiska te mogą prowadzić do różnych form korozji i pęknięć, które mogą naruszyć integralność materiałów i potencjalnie doprowadzić do katastrofalnych awarii. Głównym celem tych norm jest zapewnienie wytycznych dotyczących wyboru materiałów, które mogą wytrzymać te szkodliwe skutki.

Zakres i zastosowanie

NACE MR0175

  • Główny cel: NACE MR0175, znana również jako ISO 15156, jest przeznaczona przede wszystkim dla przemysłu wydobywczego ropy naftowej i gazu. Obejmuje to eksplorację, wiercenie, produkcję i transport węglowodorów.
  • Środowisko: Norma obejmuje materiały stosowane w kwaśnych środowiskach serwisowych spotykanych w produkcji ropy naftowej i gazu. Obejmuje to sprzęt wiertniczy, elementy głowicy odwiertu, rurociągi i rafinerie.
  • Globalne zastosowanie: NACE MR0175 to uznawana na całym świecie norma, powszechnie stosowana w operacjach wydobycia ropy naftowej i gazu w celu zapewnienia bezpieczeństwa i niezawodności materiałów w kwaśnych środowiskach.

NACE MR0103

  • Główny cel: Norma NACE MR0103 została opracowana specjalnie dla przemysłu rafineryjnego i petrochemicznego, ze szczególnym uwzględnieniem operacji downstream.
  • Środowisko: Norma dotyczy zakładów przetwórczych, w których występuje siarkowodór, szczególnie w środowiskach wilgotnych H₂S. Jest ona dostosowana do warunków panujących w jednostkach rafinacji, takich jak jednostki hydroprzetwarzania, gdzie ryzyko pękania naprężeniowego siarczków jest znaczne.
  • Specyficzne dla branży: W przeciwieństwie do normy NACE MR0175, która ma szerszy zakres zastosowań, norma NACE MR0103 jest bardziej ukierunkowana na sektor rafineryjny.

Wymagania materiałowe

NACE MR0175

  • Opcje materiałowe: NACE MR0175 oferuje szeroki zakres opcji materiałowych, w tym stale węglowe, stale niskostopowe, stale nierdzewne, stopy na bazie niklu i wiele innych. Każdy materiał jest klasyfikowany na podstawie jego przydatności do określonych środowisk kwaśnych.
  • Kwalifikacja: Materiały muszą spełniać rygorystyczne kryteria, aby mogły zostać zakwalifikowane do użytku, w tym odporność na korozję naprężeniową (SSC), pękanie wodorowe (HIC) i korozję naprężeniową siarczkową (SSCC).
  • Ograniczenia środowiskowe: Norma określa limity ciśnienia parcjalnego H₂S, temperatury, pH i innych czynników środowiskowych, które decydują o przydatności materiału do pracy w środowisku kwaśnym.

NACE MR0103

  • Wymagania materiałowe: NACE MR0103 koncentruje się na materiałach, które mogą wytrzymać SSC w środowisku rafinacji. Zawiera szczegółowe kryteria dla materiałów, takich jak stale węglowe, stale niskostopowe i niektóre stale nierdzewne.
  • Uproszczone wytyczne: W porównaniu do normy MR0175 wytyczne dotyczące doboru materiałów w normie MR0103 są bardziej przejrzyste, odzwierciedlając bardziej kontrolowane i spójne warunki, jakie zwykle panują w procesach rafinacji.
  • Proces produkcji: Norma określa również wymagania dotyczące spawania, obróbki cieplnej i wytwarzania, które mają zapewnić odporność materiałów na pękanie.

Certyfikacja i zgodność

NACE MR0175

  • Orzecznictwo: Zgodność z NACE MR0175 jest często wymagana przez organy regulacyjne i ma kluczowe znaczenie dla zapewnienia bezpieczeństwa i niezawodności sprzętu w operacjach związanych z kwaśną ropą naftową i gazem. Norma ta jest przywoływana w wielu międzynarodowych przepisach i umowach.
  • Dokumentacja: Szczegółowa dokumentacja jest zazwyczaj wymagana, aby wykazać, że materiały spełniają określone kryteria określone w MR0175. Obejmuje to skład chemiczny, właściwości mechaniczne i testy odporności na kwaśne warunki eksploatacji.

NACE MR0103

  • Orzecznictwo: Zgodność z NACE MR0103 jest zazwyczaj wymagana w umowach dotyczących sprzętu i materiałów używanych w zakładach rafineryjnych i petrochemicznych. Zapewnia, że wybrane materiały mogą wytrzymać szczególne wyzwania stawiane przez środowiska rafineryjne.
  • Uproszczone wymagania: Choć wymagania dotyczące dokumentacji i testowania w celu zapewnienia zgodności z normą MR0103 nadal są rygorystyczne, są one często mniej złożone niż te dotyczące normy MR0175, co odzwierciedla inne warunki środowiskowe i ryzyko występujące podczas rafinacji w porównaniu z operacjami w górnym biegu rzeki.

Testowanie i kwalifikacja

NACE MR0175

  • Rygorystyczne testy: Materiały muszą przejść szczegółowe testy, obejmujące testy laboratoryjne SSC, HIC i SSCC, aby mogły być stosowane w środowisku kwaśnym.
  • Globalne standardy: Norma jest zgodna z międzynarodowymi procedurami testowymi i często wymaga, aby materiały spełniały rygorystyczne kryteria wydajności w najtrudniejszych warunkach występujących w przemyśle naftowym i gazowym.

NACE MR0103

  • Testowanie ukierunkowane: Wymagania testowe są ukierunkowane na specyficzne warunki środowisk rafineryjnych. Obejmuje to testowanie odporności na mokry H₂S, SSC i inne istotne formy pękania.
  • Specyficzne dla aplikacji: Protokoły testowe są dostosowane do potrzeb procesów rafinacji, w których z reguły panują mniej rygorystyczne warunki niż w procesach wydobywczych.

Wniosek

Chociaż NACE MR0175 i NACE MR0103 odgrywają kluczową rolę w zapobieganiu pęknięciom naprężeniowym siarczków i innym formom pęknięć środowiskowych w kwaśnych środowiskach, są one przeznaczone do różnych zastosowań.

  • NACE MR0175 jest standardem dla operacji wydobycia ropy naftowej i gazu, obejmującym szeroki zakres materiałów i warunków środowiskowych, z rygorystycznymi procesami testowania i kwalifikacyjnymi.
  • NACE MR0103 jest dostosowany do potrzeb przemysłu rafineryjnego, ze szczególnym uwzględnieniem operacji downstream, przy zastosowaniu prostszych i bardziej ukierunkowanych kryteriów doboru materiałów.

Zrozumienie różnic między tymi normami jest niezbędne do doboru odpowiednich materiałów do konkretnego zastosowania oraz zapewnienia bezpieczeństwa, niezawodności i długowieczności infrastruktury w środowiskach, w których występuje siarkowodór.

Pękanie wywołane wodorem HIC

Pękanie środowiskowe: HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE, SCC

/w /Autor

W branżach, w których materiały są poddawane trudnym warunkom — takim jak przemysł naftowy i gazowy, przetwórstwo chemiczne i wytwarzanie energii — zrozumienie i zapobieganie pęknięciom środowiskowym ma kluczowe znaczenie. Tego typu pęknięcia mogą prowadzić do katastrofalnych awarii, kosztownych napraw i poważnych zagrożeń dla bezpieczeństwa. Ten wpis na blogu zapewni szczegółowy i profesjonalny przegląd różnych form pęknięć środowiskowych, w tym ich rozpoznawanie, mechanizmy leżące u ich podstaw i strategie zapobiegania.

1. Pęcherze wodorowe (HB)

Uznanie:
Pęcherze wodorowe charakteryzują się powstawaniem pęcherzy lub wypukłości na powierzchni materiału. Te pęcherze są wynikiem penetracji materiału przez atomy wodoru i gromadzenia się ich w wewnętrznych defektach lub wtrąceniach, tworząc cząsteczki wodoru, które wytwarzają zlokalizowane wysokie ciśnienie.

Mechanizm:
Atomy wodoru dyfundują do materiału, zazwyczaj stali węglowej, i łączą się w wodór cząsteczkowy w miejscach zanieczyszczeń lub pustych przestrzeni. Ciśnienie tych cząsteczek wodoru tworzy pęcherze, które mogą osłabiać materiał i prowadzić do dalszej degradacji.

Zapobieganie:

  • Wybór materiału: Stosowanie materiałów o niskiej zawartości zanieczyszczeń, szczególnie stali o niskiej zawartości siarki.
  • Powłoki ochronne: Stosowanie powłok zapobiegających przedostawaniu się wodoru.
  • Ochrona katodowa: Wdrażanie systemów ochrony katodowej w celu ograniczenia absorpcji wodoru.

2. Pękanie wywołane wodorem (HIC)

Uznanie:
Pęknięcia wywołane wodorem (HIC) są identyfikowane przez pęknięcia wewnętrzne, które często biegną równolegle do kierunku walcowania materiału. Pęknięcia te są zazwyczaj zlokalizowane wzdłuż granic ziaren i nie rozciągają się na powierzchnię materiału, co sprawia, że trudno je wykryć, dopóki nie wystąpią znaczne uszkodzenia.

Mechanizm:
Podobnie jak w przypadku pęcherzy wodorowych, atomy wodoru wnikają do materiału i rekombinują, tworząc wodór cząsteczkowy w wewnętrznych wnękach lub inkluzjach. Ciśnienie generowane przez te cząsteczki powoduje wewnętrzne pęknięcia, co narusza integralność strukturalną materiału.

Zapobieganie:

  • Wybór materiału: Wybieraj stale o niskiej zawartości siarki i obniżonym poziomie zanieczyszczeń.
  • Obróbka cieplna: Stosuj odpowiednie procesy obróbki cieplnej w celu udoskonalenia mikrostruktury materiału.
  • Środki ochronne: Aby zapobiec absorpcji wodoru, należy stosować powłoki i ochronę katodową.

3. Pękanie wywołane wodorem zorientowane na naprężenie (SOHIC)

Uznanie:
SOHIC to rodzaj pęknięć indukowanych wodorem, które występują w obecności zewnętrznego naprężenia rozciągającego. Rozpoznaje się je po charakterystycznym schodkowym lub schodkowym wzorze pęknięć, często obserwowanym w pobliżu spoin lub innych obszarów o wysokim naprężeniu.

Mechanizm:
Połączenie pęknięć wywołanych wodorem i naprężeń rozciągających prowadzi do poważniejszego i wyraźniejszego wzoru pęknięć. Obecność naprężeń zaostrza skutki kruchości wodorowej, powodując stopniowe rozprzestrzenianie się pęknięcia.

Zapobieganie:

  • Zarządzanie stresem: Wdrażaj metody łagodzenia stresu, aby zredukować stres szczątkowy.
  • Wybór materiału: Stosować materiały o wyższej odporności na kruchość wodorową.
  • Środki ochronne: Nałóż powłoki ochronne i zastosuj ochronę katodową.

4. Pękanie naprężeniowe siarczkowe (SSC)

Uznanie:
Pękanie naprężeniowe siarczkowe (SSC) objawia się kruchymi pęknięciami w stalach o wysokiej wytrzymałości narażonych na działanie środowisk zawierających siarkowodór (H₂S). Pęknięcia te są często międzykrystaliczne i mogą rozprzestrzeniać się szybko pod wpływem naprężeń rozciągających, co prowadzi do nagłych i katastrofalnych awarii.

Mechanizm:
W obecności siarkowodoru atomy wodoru są absorbowane przez materiał, co prowadzi do kruchości. Ta kruchość zmniejsza zdolność materiału do wytrzymywania naprężeń rozciągających, co powoduje kruche pękanie.

Zapobieganie:

  • Wybór materiału: Zastosowanie materiałów odpornych na kwaśne środowisko i o kontrolowanym poziomie twardości.
  • Kontrola środowiska: Ograniczanie narażenia na siarkowodór lub stosowanie inhibitorów w celu zminimalizowania jego wpływu.
  • Powłoki ochronne: Nakładanie powłok stanowiących barierę przed siarkowodorem.

5. Pękanie stopniowe (SWC)

Uznanie:
Pękanie stopniowe, znane również jako pękanie wodorowe stopniowe, występuje w stalach o wysokiej wytrzymałości, szczególnie w konstrukcjach spawanych. Rozpoznaje się je po zygzakowatym lub schodkowym wzorze pęknięć, zwykle obserwowanym w pobliżu spoin.

Mechanizm:
Pękanie stopniowe występuje z powodu połączonych efektów kruchości wodorowej i naprężeń szczątkowych ze spawania. Pęknięcie rozprzestrzenia się stopniowo, podążając najsłabszą ścieżką przez materiał.

Zapobieganie:

  • Obróbka cieplna: W celu zmniejszenia naprężeń szczątkowych należy stosować obróbkę cieplną przed i po spawaniu.
  • Wybór materiału: Wybieraj materiały o lepszej odporności na kruchość wodorową.
  • Wypalanie wodorem: Po spawaniu należy wdrożyć procedurę wypalania wodorem w celu usunięcia pochłoniętego wodoru.

6. Pękanie cynku naprężeniowego (SZC)

Uznanie:
Pękanie cynku naprężeniowego (SZC) występuje w stalach ocynkowanych. Rozpoznaje się je po pęknięciach międzykrystalicznych, które mogą prowadzić do rozwarstwienia powłoki cynkowej i późniejszego uszkodzenia konstrukcyjnego stali pod spodem.

Mechanizm:
SZC jest spowodowane połączeniem naprężeń rozciągających w powłoce cynkowej i narażenia na środowisko korozyjne. Naprężenia w powłoce, w połączeniu z czynnikami środowiskowymi, prowadzą do pękania międzykrystalicznego i awarii.

Zapobieganie:

  • Kontrola powłoki: Należy zadbać o odpowiednią grubość powłoki cynkowej, aby uniknąć nadmiernych naprężeń.
  • Zagadnienia projektowe: Unikaj ostrych zakrętów i narożników, które mogą powodować koncentrację naprężeń.
  • Kontrola środowiska: Ogranicz narażenie na działanie czynników korozyjnych, które mogą nasilać powstawanie pęknięć.

7. Pękanie naprężeniowe wodorowe (HSC)

Uznanie:
Pękanie naprężeniowe wodorowe (HSC) jest formą kruchości wodorowej, która występuje w stalach o wysokiej wytrzymałości wystawionych na działanie wodoru. Charakteryzuje się nagłym kruchym pęknięciem pod wpływem naprężenia rozciągającego.

Mechanizm:
Atomy wodoru dyfundują do stali, powodując kruchość. Ta kruchość znacznie zmniejsza wytrzymałość materiału, czyniąc go podatnym na pękanie i nagłe uszkodzenia pod wpływem naprężeń.

Zapobieganie:

  • Wybór materiału: Wybieraj materiały o mniejszej podatności na kruchość wodorową.
  • Kontrola środowiska: Zminimalizuj narażenie na wodór podczas przetwarzania i serwisowania.
  • Środki ochronne: Stosuj powłoki ochronne i ochronę katodową, aby zapobiegać przedostawaniu się wodoru.

8. Kruchość wodorowa (HE)

Uznanie:
Kruchość wodorowa (HE) to ogólne określenie utraty ciągliwości i późniejszego pękania lub złamania materiału z powodu absorpcji wodoru. Często jest rozpoznawana po nagłej i kruchej naturze pęknięcia.

Mechanizm:
Atomy wodoru wnikają w strukturę sieciową metalu, powodując znaczną redukcję ciągliwości i wytrzymałości. Pod wpływem naprężeń kruchy materiał jest podatny na pękanie i awarie.

Zapobieganie:

  • Wybór materiału: Stosuj materiały odporne na kruchość wodorową.
  • Kontrola wodoru: Aby zapobiec absorpcji wodoru, należy kontrolować jego ekspozycję na wodór podczas produkcji i użytkowania.
  • Powłoki ochronne: Nałóż powłoki zapobiegające przedostawaniu się wodoru do materiału.

9. Pękanie korozyjne naprężeniowe (SCC)

Uznanie:
Pękanie korozyjne naprężeniowe (SCC) charakteryzuje się obecnością drobnych pęknięć, które zazwyczaj rozpoczynają się na powierzchni materiału i rozprzestrzeniają się przez jego grubość. SCC występuje, gdy materiał jest narażony na określone środowisko korozyjne pod wpływem naprężenia rozciągającego.

Mechanizm:
SCC wynika z połączonych efektów naprężenia rozciągającego i środowiska korozyjnego. Na przykład SCC wywołane przez chlorek jest częstym problemem w stalach nierdzewnych, gdzie jony chlorkowe ułatwiają inicjację pęknięć i rozprzestrzenianie się pod wpływem naprężenia.

Zapobieganie:

  • Wybór materiału: Wybieraj materiały odporne na konkretny typ SCC właściwy dla danego środowiska.
  • Kontrola środowiska: Zmniejszyć stężenie związków żrących, np. chlorków, w środowisku pracy.
  • Zarządzanie stresem: Stosuj wyżarzanie odprężające i przemyślany projekt, aby zminimalizować naprężenia szczątkowe, które mogą przyczyniać się do powstania SCC.

Wniosek

Pękanie środowiskowe stanowi złożone i wieloaspektowe wyzwanie dla branż, w których integralność materiałów ma kluczowe znaczenie. Zrozumienie konkretnych mechanizmów stojących za każdym rodzajem pęknięć — takich jak HB, HIC, SWC, SOHIC, SSC, SZC, HSC, HE i SCC — jest niezbędne do skutecznego zapobiegania. Wdrażając strategie takie jak dobór materiałów, zarządzanie naprężeniami, kontrola środowiska i powłoki ochronne, branże mogą znacznie zmniejszyć ryzyko związane z tymi formami pęknięć, zapewniając bezpieczeństwo, niezawodność i długowieczność swojej infrastruktury.

W miarę postępu technologicznego rozwijają się również metody walki z pęknięciami środowiskowymi, co sprawia, że stałe badania i prace rozwojowe mają kluczowe znaczenie dla zachowania integralności materiałów w coraz bardziej wymagających warunkach.

Budowa zbiorników magazynowych na olej: Obliczanie wymagań dotyczących płyt stalowych

Jak obliczyć liczbę płyt stalowych dla zbiorników magazynowych na olej

/w /Autor

Budowa zbiorników do magazynowania oleju wymaga precyzyjnego planowania i dokładnych obliczeń, aby zapewnić integralność strukturalną, bezpieczeństwo i opłacalność. W przypadku zbiorników zbudowanych przy użyciu płyty ze stali węglowej, określenie ilości i rozmieszczenia tych płyt jest kluczowe. W tym blogu zbadamy proces obliczania liczby płyt stalowych potrzebnych do zbudowania trzech cylindrycznych zbiorników na olej, używając konkretnego przykładu, aby zilustrować kroki.

Specyfikacje projektu

Wymagania klienta:

  • Opcje grubości płyty: Blachy ze stali węglowej o grubości 6 mm, 8 mm i 10 mm
  • Wymiary talerza: Szerokość: 2200mm, Długość: 6000mm

Specyfikacja zbiornika:

  • Liczba zbiorników: 3
  • Pojemność pojedynczego zbiornika: 3000 metrów sześciennych
  • Wysokość: 12 metrów
  • Średnica: 15,286 metrów

Kroki obliczania ilości płyt stalowych dla trzech cylindrycznych zbiorników magazynowych na olej

Krok 1: Oblicz powierzchnię pojedynczego zbiornika

Powierzchnia każdego zbiornika jest sumą powierzchni cylindrycznej obudowy, dna i dachu.

1. Oblicz obwód i pole powierzchni powłoki

2. Oblicz powierzchnię dna i dachu

 

Krok 2: Oblicz całkowitą powierzchnię wszystkich zbiorników

Krok 3: Określ liczbę potrzebnych płyt stalowych

Krok 4: Przypisz grubość płyty

Aby zoptymalizować integralność strukturalną i koszty zbiorników, należy przydzielić różne grubości płyt do różnych części każdego zbiornika:

  • Płytki 6mm:Stosować na dachach, gdzie naprężenia konstrukcyjne są niższe.
  • Płytki 8mm:Stosować w górnych partiach płaszcza zbiornika, gdzie naprężenia są umiarkowane.
  • Płytki 10mm:Stosować do dolnych części muszli, gdzie naprężenia są największe ze względu na ciężar przechowywanego oleju.

Krok 5: Przykładowe rozmieszczenie płyt dla każdego zbiornika

Płyty dolne:

  • Wymagana powierzchnia na zbiornik: 183,7 metrów kwadratowych
  • Grubość płyty: 10mm
  • Liczba płyt na zbiornik: [183.7/13.2] talerze
  • Razem dla 3 czołgów: 14×3 talerze

Płyty skorupowe:

  • Wymagana powierzchnia na zbiornik: 576 metrów kwadratowych
  • Grubość płyty: 10 mm (dolna część), 8 mm (górna część)
  • Liczba płyt na zbiornik: [576/13.2] talerze
    • Dolna część (10mm): Około 22 talerzy na zbiornik
    • Część górna (8mm): Około 22 talerzy na zbiornik
  • Razem dla 3 czołgów: 44×3 talerze

Płyty dachowe:

  • Wymagana powierzchnia na zbiornik: 183,7 metrów kwadratowych
  • Grubość płyty: 6mm
  • Liczba płyt na zbiornik: [183.7/13.2] talerze
  • Razem dla 3 czołgów: 14 × 3 = talerze

Rozważania dotyczące dokładnych obliczeń

  • Naddatek na korozję:Uwzględnij dodatkową grubość, aby uwzględnić przyszłą korozję.
  • Ubytek: Należy wziąć pod uwagę marnotrawstwo materiału spowodowane cięciem i dopasowywaniem, zwykle dodając 5-10% dodatkowego materiału.
  • Kody projektowe: Przy określaniu grubości płyt i konstrukcji zbiornika należy zapewnić zgodność z odpowiednimi normami i standardami projektowymi, takimi jak API 650.

Wniosek

Budowa zbiorników do magazynowania oleju z płyt ze stali węglowej wymaga precyzyjnych obliczeń w celu zapewnienia wydajności materiałowej i integralności strukturalnej. Poprzez dokładne określenie powierzchni i rozważenie odpowiednich grubości płyt można oszacować liczbę płyt wymaganych do zbudowania zbiorników spełniających standardy branżowe i wymagania klientów. Obliczenia te stanowią podstawę udanej budowy zbiornika, umożliwiając efektywne pozyskiwanie materiałów i planowanie projektu. Niezależnie od tego, czy chodzi o nowy projekt, czy modernizację istniejących zbiorników, takie podejście zapewnia solidne i niezawodne rozwiązania do magazynowania oleju, które są zgodne z najlepszymi praktykami inżynieryjnymi. Jeśli masz nowy projekt zbiornika do magazynowania LNG, paliwa lotniczego lub ropy naftowej, skontaktuj się z nami [email protected] w celu uzyskania optymalnej wyceny blachy stalowej.

Powłoka 3LPE kontra powłoka 3LPP

3LPE vs 3LPP: kompleksowe porównanie powłok rurociągowych

/w /Autor

Powłoki rurociągowe są krytyczne w ochronie rurociągów stalowych przed korozją i innymi czynnikami środowiskowymi. Do najczęściej stosowanych powłok należą: 3-warstwowy polietylen (3LPE) I 3-warstwowy polipropylen (3LPP) powłoki. Obie powłoki oferują solidną ochronę, ale różnią się pod względem zastosowania, składu i wydajności. Ten blog przedstawi szczegółowe porównanie powłok 3LPE i 3LPP, skupiając się na pięciu kluczowych obszarach: wyborze powłoki, składzie powłoki, wydajności powłoki, wymaganiach konstrukcyjnych i procesie konstrukcyjnym.

1. Wybór powłoki

Powłoka 3LPE:

  • Stosowanie: 3LPE jest szeroko stosowany w przemyśle naftowym i gazowym do rurociągów lądowych i morskich. Jest szczególnie odpowiedni do środowisk, w których wymagana jest umiarkowana odporność na temperaturę i doskonała ochrona mechaniczna.
  • Zakres temperaturPowłokę 3LPE stosuje się zazwyczaj w rurociągach pracujących w temperaturach od -40°C do 80°C.
  • Rozważenie kosztów:Technologia 3LPE jest generalnie bardziej opłacalna niż 3LPP, co czyni ją popularnym wyborem w przypadku projektów o ograniczonym budżecie, w których wymagania dotyczące temperatury mieszczą się w obsługiwanym zakresie.

Powłoka 3LPP:

  • Stosowanie:3LPP jest preferowany w środowiskach o wysokiej temperaturze, takich jak głębokowodne rurociągi morskie i rurociągi transportujące gorące płyny. Jest również stosowany w obszarach, w których wymagana jest lepsza ochrona mechaniczna.
  • Zakres temperatur:Powłoki 3LPP wytrzymują wyższe temperatury, zwykle od -20°C do 140°C, dzięki czemu nadają się do bardziej wymagających zastosowań.
  • Rozważenie kosztów:Powłoki 3LPP są droższe ze względu na lepszą odporność na temperaturę i właściwości mechaniczne, są jednak niezbędne w przypadku rurociągów pracujących w ekstremalnych warunkach.

Podsumowanie wyboru:Wybór pomiędzy 3LPE i 3LPP zależy przede wszystkim od temperatury roboczej rurociągu, warunków środowiskowych i budżetu. 3LPE jest rozwiązaniem idealnym w przypadku umiarkowanych temperatur i projektów, w których liczy się oszczędność, natomiast 3LPP jest preferowane w środowiskach o wysokiej temperaturze i wszędzie tam, gdzie niezbędna jest zwiększona ochrona mechaniczna.

2. Skład powłoki

Skład powłoki 3LPE:

  • Warstwa 1: Epoksyd wiązany metodą fuzji (FBE):Najbardziej wewnętrzna warstwa zapewnia doskonałą przyczepność do podłoża stalowego i działa jako podstawowa warstwa ochrony antykorozyjnej.
  • Warstwa 2: Klej kopolimerowy:Ta warstwa łączy warstwę FBE z wierzchnią warstwą polietylenową, zapewniając mocną przyczepność i dodatkową ochronę przed korozją.
  • Warstwa 3: Polietylen (PE):Zewnętrzna warstwa polietylenu zapewnia ochronę mechaniczną przed uszkodzeniami fizycznymi podczas przenoszenia, transportu i instalacji.

Skład powłoki 3LPP:

  • Warstwa 1: Epoksyd wiązany metodą fuzji (FBE):Podobnie jak w przypadku 3LPE, warstwa FBE w 3LPP służy jako główna ochrona antykorozyjna i warstwa wiążąca.
  • Warstwa 2: Klej kopolimerowy:Ta warstwa kleju łączy FBE z wierzchnią warstwą polipropylenową, zapewniając mocną przyczepność.
  • Warstwa 3: Polipropylen (PP):Warstwa zewnętrzna wykonana z polipropylenu zapewnia lepszą ochronę mechaniczną i większą odporność na temperaturę w porównaniu z polietylenem.

Podsumowanie kompozycji:Obie powłoki mają podobną strukturę, z warstwą FBE, klejem kopolimerowym i zewnętrzną warstwą ochronną. Jednak materiał zewnętrznej warstwy jest różny — polietylen w 3LPE i polipropylen w 3LPP — co prowadzi do różnic w charakterystyce wydajności.

3. Wydajność powłoki

Wydajność powłoki 3LPE:

  • Odporność na temperaturę:3LPE dobrze sprawdza się w środowiskach o umiarkowanej temperaturze, ale może nie nadawać się do temperatur przekraczających 80°C.
  • Ochrona mechaniczna:Warstwa zewnętrzna z polietylenu zapewnia doskonałą odporność na uszkodzenia fizyczne, dzięki czemu nadaje się do stosowania w rurociągach lądowych i morskich.
  • Odporność na korozję:Połączenie warstw FBE i PE zapewnia solidną ochronę przed korozją, szczególnie w wilgotnych lub mokrych środowiskach.
  • Odporność chemiczna:3LPE zapewnia dobrą odporność na działanie substancji chemicznych, ale jest mniej skuteczny w środowiskach, w których występuje agresywne działanie substancji chemicznych, niż 3LPP.

Wydajność powłoki 3LPP:

  • Odporność na temperaturę:Materiał 3LPP zaprojektowano tak, aby wytrzymywał wyższe temperatury, nawet do 140°C, dzięki czemu idealnie nadaje się do rurociągów transportujących gorące płyny lub zlokalizowanych w środowiskach o wysokiej temperaturze.
  • Ochrona mechaniczna:Warstwa polipropylenowa zapewnia doskonałą ochronę mechaniczną, zwłaszcza w przypadku rurociągów głębinowych, gdzie ciśnienie zewnętrzne i naprężenia fizyczne są wyższe.
  • Odporność na korozję:3LPP zapewnia doskonałą ochronę antykorozyjną, podobną do 3LPE, ale charakteryzuje się lepszą wydajnością w środowiskach o wyższej temperaturze.
  • Odporność chemiczna:3LPP charakteryzuje się doskonałą odpornością chemiczną, dzięki czemu nadaje się do stosowania w środowiskach, w których występują agresywne substancje chemiczne lub węglowodory.

Podsumowanie wydajności:3LPP przewyższa 3LPE w środowiskach o wysokiej temperaturze i zapewnia lepszą odporność mechaniczną i chemiczną. Jednak 3LPE jest nadal wysoce skuteczny w umiarkowanych temperaturach i mniej agresywnych środowiskach.

4. Wymagania konstrukcyjne

Wymagania konstrukcyjne 3LPE:

  • Przygotowanie powierzchni: Prawidłowe przygotowanie powierzchni ma kluczowe znaczenie dla skuteczności powłoki 3LPE. Powierzchnia stali musi zostać oczyszczona i zgrubiona, aby uzyskać niezbędną przyczepność dla warstwy FBE.
  • Warunki aplikacji:Nakładanie powłoki 3LPE musi odbywać się w kontrolowanym środowisku, aby zapewnić właściwą przyczepność każdej warstwy.
  • Specyfikacje grubości:Grubość każdej warstwy ma kluczowe znaczenie, przy czym całkowita grubość wynosi zazwyczaj od 1,8 mm do 3,0 mm, w zależności od zamierzonego zastosowania rurociągu.

Wymagania konstrukcyjne 3LPP:

  • Przygotowanie powierzchni: Podobnie jak w przypadku 3LPE, kluczowe jest przygotowanie powierzchni. Stal musi zostać oczyszczona, aby usunąć wszelkie zanieczyszczenia i zgrubiona, aby zapewnić odpowiednią przyczepność warstwy FBE.
  • Warunki aplikacjiProces aplikacji powłoki 3LPP jest podobny do procesu aplikacji powłoki 3LPE, ale często wymaga bardziej precyzyjnej kontroli ze względu na wyższą odporność powłoki na temperaturę.
  • Specyfikacje grubości:Powłoki 3LPP są zazwyczaj grubsze niż powłoki 3LPE, a ich całkowita grubość wynosi od 2,0 mm do 4,0 mm, w zależności od konkretnego zastosowania.

Podsumowanie wymagań konstrukcyjnych: Zarówno 3LPE, jak i 3LPP wymagają skrupulatnego przygotowania powierzchni i kontrolowanych środowisk aplikacji. Jednak powłoki 3LPP wymagają zazwyczaj grubszych aplikacji, aby uzyskać ulepszone właściwości ochronne.

5. Proces budowy

Proces budowy 3LPE:

  1. Czyszczenie powierzchni:Rury stalowe czyści się metodą strumieniowo-ścierną w celu usunięcia rdzy, kamienia i innych zanieczyszczeń.
  2. Aplikacja FBE:Oczyszczoną rurę podgrzewa się wstępnie, a warstwę FBE nakłada się elektrostatycznie, zapewniając mocne wiązanie ze stalą.
  3. Aplikacja warstwy klejącej:Klej kopolimerowy nakładany jest na warstwę FBE, łącząc FBE z zewnętrzną warstwą polietylenową.
  4. Aplikacja warstwy PE:Warstwa polietylenowa jest wytłaczana na rurę, zapewniając ochronę mechaniczną i dodatkową odporność na korozję.
  5. Chłodzenie i kontrola:Rura powlekana jest chłodzona, sprawdzana pod kątem wad i przygotowywana do transportu.

Proces budowy 3LPP:

  1. Czyszczenie powierzchni:Podobnie jak w przypadku 3LPE, rura stalowa jest dokładnie czyszczona, aby zapewnić właściwą przyczepność warstw powłoki.
  2. Aplikacja FBE:Warstwę FBE nakłada się na podgrzaną rurę, pełniąc funkcję głównej warstwy ochrony antykorozyjnej.
  3. Aplikacja warstwy klejącej:Na warstwę FBE nakładany jest klej kopolimerowy, który zapewnia mocne wiązanie z wierzchnią warstwą polipropylenową.
  4. Aplikacja warstwy PP:Warstwa polipropylenu jest nakładana poprzez ekstruzję, co zapewnia doskonałą odporność mechaniczną i temperaturową.
  5. Chłodzenie i kontrola:Rura jest chłodzona, sprawdzana pod kątem uszkodzeń i przygotowywana do montażu.

Podsumowanie procesu budowy:Procesy konstrukcyjne 3LPE i 3LPP są podobne, a różnice dotyczą głównie materiałów używanych do zewnętrznej warstwy ochronnej. Oba procesy wymagają starannej kontroli temperatury, czystości i grubości warstwy, aby zapewnić optymalną wydajność.

Wniosek

Wybór pomiędzy powłokami 3LPE i 3LPP zależy od kilku czynników, m.in. temperatury pracy, warunków środowiskowych, naprężeń mechanicznych i budżetu.

  • 3LPE jest idealny do rurociągów pracujących w umiarkowanych temperaturach i tam, gdzie koszt jest istotnym czynnikiem. Zapewnia doskonałą odporność na korozję i ochronę mechaniczną w większości zastosowań lądowych i morskich.
  • 3LPP, z drugiej strony, jest preferowanym wyborem w środowiskach o wysokiej temperaturze i zastosowaniach wymagających lepszej ochrony mechanicznej. Jego wyższy koszt jest uzasadniony zwiększoną wydajnością w wymagających warunkach.

Zrozumienie konkretnych wymagań projektu rurociągu jest niezbędne przy wyborze odpowiedniej powłoki. Zarówno 3LPE, jak i 3LPP mają swoje mocne strony i zastosowania, a właściwy wybór zapewni długoterminową ochronę i trwałość infrastruktury rurociągu.

Badanie kluczowej roli rur stalowych w poszukiwaniach ropy i gazu

/w /Autor

I. Podstawowa wiedza na temat rur dla przemysłu naftowego i gazowego

1. Wyjaśnienie terminologii

API: Skrót od Amerykański Instytut Paliw.
OKTG: Skrót od Towary rurowe z krajów naftowych, w tym rura osłonowa oleju, rura olejowa, rura wiertnicza, kołnierz wiertniczy, wiertła, pręt ssący, złącza Pup itp.
Węże olejowe: Rury stosuje się w odwiertach naftowych do wydobycia ropy naftowej, ekstrakcji gazu, wtryskiwania wody i szczelinowania kwasowego.
Obudowa: Rura opuszczana z powierzchni gruntu do wywierconego otworu wiertniczego jako wykładzina zapobiegająca zawaleniu się ściany.
Rura wiertnicza: Rura używana do wiercenia otworów wiertniczych.
Rura przewodowa: Rura używana do transportu ropy lub gazu.
Złącza: Cylindry służące do łączenia dwóch rur gwintowanych z gwintem wewnętrznym.
Materiał złącza: Rura używana do produkcji złączek.
Wątki API: Gwinty rurowe określone w normie API 5B, w tym okrągłe gwinty rur olejowych, krótkie okrągłe gwinty obudowy, długie okrągłe gwinty obudowy, częściowe gwinty trapezowe obudowy, gwinty rur przewodowych i tak dalej.
Połączenie premium: Gwinty inne niż API ze specjalnymi właściwościami uszczelniającymi, właściwościami połączeń i innymi właściwościami.
Awarie: deformację, pęknięcie, uszkodzenie powierzchni i utratę pierwotnej funkcji w określonych warunkach użytkowania.
Główne formy niepowodzeń: zmiażdżenie, poślizg, pęknięcie, wyciek, korozja, sklejenie, zużycie i tak dalej.

2. Normy związane z ropą naftową

Specyfikacja API 5B, wydanie 17 – Specyfikacja gwintowania, sprawdzania i kontroli gwintów osłon, rurek i rur przewodowych
Specyfikacja API 5L, wydanie 46 – Specyfikacja rury przewodowej
Specyfikacja API 5CT, wydanie 11 – Specyfikacja obudowy i rurek
Specyfikacja API 5DP, wydanie 7 – Specyfikacja rury wiertniczej
Specyfikacja API 7-1, wydanie 2 – Specyfikacja elementów trzonu wiertła obrotowego
Specyfikacja API 7-2, wydanie 2 – Specyfikacja gwintowania i sprawdzania połączeń gwintowych z kołnierzem obrotowym
Specyfikacja API 11B, wydanie 24 – Specyfikacja prętów ssących, polerowanych prętów i wykładzin, złączy, prętów ciężarkowych, polerowanych zacisków prętów, dławnic i trójników pompujących
ISO 3183:2019 – Przemysł naftowy i gazowniczy – Rury stalowe do rurociągowych systemów transportowych
ISO 11960:2020 – Przemysł naftowy i gazowniczy – Rury stalowe do użytku jako osłony lub przewody rurowe do studni
NACE MR0175 / ISO 15156:2020 – Przemysł naftowy i gazowy – Materiały do stosowania w środowiskach zawierających H2S w produkcji ropy i gazu

II. Wąż olejowy

1. Klasyfikacja przewodów olejowych

Węże olejowe dzielą się na przewody olejowe niespękane (NU), przewody olejowe ze spękanymi zewnętrznymi (UE) i przewody olejowe ze złączem integralnym (IJ). Węże olejowe NU oznaczają, że koniec rurki ma normalną grubość i bezpośrednio obraca gwint i łączy złącza. Spęczona rurka oznacza, że końce obu rurek są spęczone zewnętrznie, a następnie gwintowane i łączone. Rury ze złączem integralnym oznaczają, że jeden koniec rury jest spęczony gwintami zewnętrznymi, a drugi koniec jest spęczony gwintami wewnętrznymi i połączony bezpośrednio bez złączy.

2. Funkcja przewodu olejowego

① Wydobycie ropy i gazu: po wywierceniu i zacementowaniu odwiertów naftowych i gazowych, rurę umieszcza się w obudowie naftowej w celu wydobycia ropy i gazu na ziemię.
② Wtrysk wody: gdy ciśnienie w odwiercie jest niewystarczające, wstrzyknij wodę do studni przez rurkę.
③ Wstrzykiwanie pary: W przypadku odzyskiwania gorącego gęstego oleju para powinna być wprowadzana do odwiertu za pomocą izolowanych rurek naftowych.
④ Zakwaszanie i szczelinowanie: Na późnym etapie wiercenia odwiertów lub w celu usprawnienia wydobycia odwiertów naftowych i gazowych konieczne jest wprowadzenie środka zakwaszającego i szczelinującego lub materiału utwardzającego do warstwy ropy i gazu, a medium i materiał utwardzający są transportowany rurką olejową.

3. Gatunek stali rur olejowych

Gatunki stali rur olejowych to H40, J55, N80, L80, C90, T95, P110.
N80 dzieli się na N80-1 i N80Q, oba mają takie same właściwości rozciągające, dwie różnice to różnice w stanie dostawy i udarności, dostawa N80-1 w stanie znormalizowanym lub gdy końcowa temperatura walcowania jest większa niż temperatura temperatura krytyczna Ar3 i redukcja naprężenia po schłodzeniu powietrzem i można ją zastosować do walcowania na gorąco zamiast normalizacji, nie są wymagane badania udarności i nieniszczące; N80Q należy poddać obróbce cieplnej (hartowanej i odpuszczanej). Obróbka cieplna, funkcja udarności powinna być zgodna z postanowieniami API 5CT i powinna obejmować badania nieniszczące.
L80 dzieli się na L80-1, L80-9Cr i L80-13Cr. Ich właściwości mechaniczne i stan dostawy są takie same. Różnice w zastosowaniu, trudności w produkcji i cena. L80-1 dla typu ogólnego, L80-9Cr i L80-13Cr to rury o wysokiej odporności na korozję, trudne w produkcji, drogie i zwykle stosowane w ciężkich studniach korozyjnych.
C90 i T95 dzielą się na 1 i 2 typy, a mianowicie C90-1, C90-2 i T95-1, T95-2.

4. Powszechnie używany gatunek stali, nazwa stali i status dostawy

Węże olejowe J55 (37Mn5) NU: walcowane na gorąco zamiast normalizowanego
J55 (37Mn5) Wąż olejowy UE: Pełnej długości Znormalizowany po spęczeniu
N80-1 (36Mn2V) Węże olejowe NU: walcowane na gorąco zamiast normalizowanego
N80-1 (36Mn2V) Węże olejowe UE: Pełnej długości Znormalizowane po spęczeniu
Wąż olejowy N80-Q (30Mn5): 30Mn5, hartowany na całej długości
Wąż olejowy L80-1 (30Mn5): 30Mn5, hartowany na całej długości
Węże olejowe P110 (25CrMnMo): 25CrMnMo, odpuszczane na całej długości
Złącze J55 (37Mn5): walcowane na gorąco, normalizowane na linii
Sprzęgło N80 (28MnTiB): Hartowane na całej długości
Sprzęgło L80-1 (28MnTiB): hartowane na całej długości
Sprzęgło P110 (25CrMnMo): Hartowane na całej długości

III. Rura osłonowa

1. Klasyfikacja i rola osłonki

Obudowa to stalowa rura podtrzymująca ścianę szybów naftowych i gazowych. W każdym odwiercie stosuje się kilka warstw obudowy, w zależności od głębokości wiercenia i warunków geologicznych. Cement służy do cementowania obudowy po jej opuszczeniu do odwiertu i w przeciwieństwie do rur naftowych i rur wiertniczych nie nadaje się do ponownego wykorzystania i należy do materiałów jednorazowego użytku. Dlatego zużycie osłon stanowi ponad 70 procent wszystkich rur do odwiertów naftowych. Obudowę można podzielić na obudowę przewodnika, obudowę pośrednią, obudowę produkcyjną i obudowę wykładzinową w zależności od jej przeznaczenia, a ich budowę w szybach naftowych pokazano na rysunku 1.

①Obudowa przewodu: Obudowa przewodnika, zwykle wykorzystująca gatunki API K55, J55 lub H40, stabilizuje głowicę odwiertu i izoluje płytkie warstwy wodonośne o średnicach zwykle około 20 cali lub 16 cali.

②Obudowa pośrednia: Osłona pośrednia, często wykonana z gatunków API K55, N80, L80 lub P110, służy do izolowania niestabilnych formacji i stref o zmiennym ciśnieniu, o typowych średnicach 13 3/8 cala, 11 3/4 cala lub 9 5/8 cala .

③Obudowa produkcyjna: Obudowa produkcyjna, wykonana ze stali wysokiej jakości, takiej jak gatunki API J55, N80, L80, P110 lub Q125, została zaprojektowana tak, aby wytrzymać ciśnienia produkcyjne, zwykle o średnicach 9 5/8 cala, 7 cali lub 5 1/2 cala.

④Obudowa wkładki: Wkładki rozciągają odwiert do zbiornika przy użyciu materiałów takich jak API klasy L80, N80 lub P110, o typowych średnicach 7 cali, 5 cali lub 4 1/2 cala.

⑤Rury: Rury transportują węglowodory na powierzchnię przy użyciu klas API J55, L80 lub P110 i są dostępne w średnicach 4 1/2 cala, 3 1/2 cala lub 2 7/8 cala.

IV. Rura wiertnicza

1. Klasyfikacja i funkcja rur do narzędzi wiertniczych

Kwadratowa rura wiertnicza, rura wiertnicza, rura wiertnicza z obciążeniem i kołnierz wiertniczy w narzędziach wiertniczych tworzą rurę wiertniczą. Rura wiertnicza to narzędzie do wiercenia rdzeniowego, które napędza wiertło z gruntu na dno studni, a także stanowi kanał biegnący z gruntu na dno studni. Ma trzy główne role:

① Aby przenieść moment obrotowy w celu napędzania wiertła do wiercenia;

② Poleganie na ciężarze wiertła w celu przełamania nacisku skały na dnie odwiertu;

③ Do transportu płynu płuczącego, czyli płuczki wiertniczej przez ziemię za pomocą wysokociśnieniowych pomp płuczkowych, kolumna wiertnicza do odwiertu wpływa na dno studni w celu wypłukania gruzu skalnego i ochłodzenia wiertła oraz przeniesienia gruzu skalnego przez zewnętrzną powierzchnię kolumny i ścianę studni między pierścieniem, aby powrócić do ziemi, aby osiągnąć cel wiercenia studni.

Rura wiertnicza w procesie wiercenia wytrzymuje różnorodne złożone obciążenia przemienne, takie jak rozciąganie, ściskanie, skręcanie, zginanie i inne naprężenia, powierzchnia wewnętrzna jest również poddawana szorowaniu i korozji błotem pod wysokim ciśnieniem.
(1) Kwadratowa rura wiertnicza: kwadratowa rura wiertnicza ma dwa rodzaje czworobocznej i sześciokątnej rury wiertniczej, w chińskiej rurze wiertniczej każdy zestaw kolumn wiertniczych zwykle wykorzystuje rurę wiertniczą typu czworobocznego. Jego specyfikacje to 63,5 mm (2-1/2 cala), 88,9 mm (3-1/2 cala), 107,95 mm (4-1/4 cala), 133,35 mm (5-1/4 cala), 152,4 mm ( 6 cali) i tak dalej. Zwykle stosowana długość wynosi 12 ~ 14,5 m.
(2) Rura wiertnicza: Rura wiertnicza jest głównym narzędziem do wiercenia studni, połączona z dolnym końcem kwadratowej rury wiertniczej, a w miarę dalszego pogłębiania się studni, rura wiertnicza jedna po drugiej wydłuża kolumnę wiertniczą. Specyfikacje rury wiertniczej to: 60,3 mm (2-3/8 cala), 73,03 mm (2-7/8 cala), 88,9 mm (3-1/2 cala), 114,3 mm (4-1/2 cala) , 127 mm (5 cali), 139,7 mm (5-1/2 cala) i tak dalej.
(3) Rura wiertnicza o dużej wytrzymałości: Obciążona rura wiertnicza to narzędzie przejściowe łączące rurę wiertniczą z kołnierzem wiertniczym, które może poprawić stan siły rury wiertniczej i zwiększyć nacisk na wiertło. Główne specyfikacje ważonej rury wiertniczej to 88,9 mm (3-1/2 cala) i 127 mm (5 cali).
(4) Kołnierz wiertniczy: kołnierz wiertniczy połączony jest z dolną częścią rury wiertniczej, która jest specjalną grubościenną rurą o dużej sztywności, wywierającą nacisk na wiertło w celu rozbicia skały i pełniącą rolę przewodnią podczas wiercenia prostego odwiertu. Typowe specyfikacje kołnierzy wiertniczych to 158,75 mm (6-1/4 cala), 177,85 mm (7 cali), 203,2 mm (8 cali), 228,6 mm (9 cali) i tak dalej.

V. Rura przewodowa

1. Klasyfikacja rur przewodowych

Rura przewodowa stosowana jest w przemyśle naftowym i gazowym do przesyłania rurociągów ropy naftowej, rafinowanej ropy naftowej, gazu ziemnego i wody w skrócie rura stalowa. Rurociągi do transportu ropy i gazu dzielą się głównie na rurociągi główne, rurociągi odgałęzione i rurociągi sieci miejskiej. Trzy rodzaje rurociągów głównych o zwykłych specyfikacjach dla ∅406 ~ 1219 mm, grubość ścianki 10 ~ 25 mm, gatunek stali X42 ~ X80 ; Rurociągi odgałęzione i rurociągi sieci miejskiej mają zwykle specyfikację dla ∅114 ~ 700 mm, grubość ścianki 6 ~ 20 mm, gatunek stali dla X42 ~ X80. Gatunek stali to X42 ~ X80. Rura przewodowa jest dostępna w wersji spawanej i bez szwu. Spawana rura przewodowa jest częściej używana niż bezszwowa rura przewodowa.

2. Standard rury przewodowej

API Spec 5L – Specyfikacja rury przewodowej
ISO 3183 – Przemysł naftowy i gazowy – Rury stalowe do rurociągowych systemów transportowych

3. PSL1 i PSL2

PSL to skrót od Poziom specyfikacji produktu. Poziom specyfikacji produktów rur przewodowych jest podzielony na PSL 1 i PSL 2, można również powiedzieć, że poziom jakości jest podzielony na PSL 1 i PSL 2. PSL 2 jest wyższy niż PSL 1, 2 poziomy specyfikacji nie tylko mają różne wymagania testowe, ale skład chemiczny i wymagania dotyczące właściwości mechanicznych są różne, więc zgodnie z zamówieniem API 5L warunki umowy oprócz określenia specyfikacji, gatunku stali i innych wspólnych wskaźników, ale muszą także wskazywać poziom specyfikacji produktu, czyli PSL 1 lub PSL 2. PSL 2 pod względem składu chemicznego, właściwości rozciągających, siły uderzenia, badań nieniszczących i innych wskaźników jest bardziej rygorystyczny niż PSL 1.

4. Gatunek stali rur przewodowych, skład chemiczny i właściwości mechaniczne

Gatunki stali rur przewodowych od niskiego do wysokiego dzielą się na: A25, A, B, X42, X46, X52, X60, X65, X70 i X80. Szczegółowy skład chemiczny i właściwości mechaniczne można znaleźć w specyfikacji API 5L, wydanie 46.

5. Wymagania dotyczące próby hydrostatycznej rur przewodowych i badań nieniszczących

Rurę przewodową należy wykonywać odgałęzienie po odgałęzieniu, a norma nie pozwala na nieniszczące wytwarzanie ciśnienia hydraulicznego, co również stanowi dużą różnicę między standardem API a naszymi standardami. PSL 1 nie wymaga badań nieniszczących, PSL 2 powinien obejmować badania nieniszczące gałąź po gałęzi.

VI. Połączenia premium

1. Wprowadzenie Połączeń Premium

Premium Connection to gwint potokowy o specjalnej strukturze różniącej się od wątku API. Chociaż istniejąca gwintowana obudowa olejowa API jest szeroko stosowana w eksploatacji odwiertów naftowych, jej wady są wyraźnie widoczne w specjalnym środowisku niektórych pól naftowych: kolumna z okrągłymi rurami gwintowanymi API, chociaż jej właściwości uszczelniające są lepsze, siła rozciągająca przenoszona przez gwint część odpowiada jedynie wytrzymałości korpusu rury od 60% do 80% i dlatego nie może być stosowana w eksploatacji studni głębinowych; kolumna z rurą gwintowaną trapezową z gwintem API, chociaż jej wytrzymałość na rozciąganie jest znacznie wyższa niż w przypadku okrągłego połączenia gwintowego API, jej właściwości uszczelniające nie są tak dobre. Chociaż wytrzymałość kolumny na rozciąganie jest znacznie wyższa niż w przypadku połączenia z gwintem okrągłym API, to jej właściwości uszczelniające nie są zbyt dobre, dlatego nie może być stosowana w eksploatacji odwiertów gazu wysokociśnieniowego; ponadto smar gwintowany może spełniać swoją rolę jedynie w środowisku o temperaturze poniżej 95℃, dlatego nie może być stosowany w eksploatacji odwiertów wysokotemperaturowych.

W porównaniu z gwintem okrągłym API i połączeniem z gwintem częściowym trapezowym, połączenie premium poczyniło przełomowy postęp w następujących aspektach:

(1) Dobre uszczelnienie, dzięki elastyczności i metalowej konstrukcji uszczelniającej, sprawia, że uszczelnienie gazowe złącza jest odporne na osiągnięcie granicy korpusu rury w zakresie ciśnienia plastyczności;

(2) Wysoka wytrzymałość połączenia, połączenie ze specjalnym złączem klamrowym obudowy olejowej, jego siła połączenia osiąga lub przekracza wytrzymałość korpusu rurki, aby zasadniczo rozwiązać problem poślizgu;

(3) Dzięki doborowi materiału i ulepszeniu procesu obróbki powierzchni zasadniczo rozwiązano problem zatykania się klamry;

(4) Poprzez optymalizację konstrukcji, tak aby rozkład naprężeń w połączeniu był bardziej rozsądny i sprzyjał odporności na korozję naprężeniową;

(5) Dzięki konstrukcji ramion o rozsądnej konstrukcji, dzięki czemu działanie klamry podczas operacji jest łatwiejsze.

Obecnie przemysł naftowy i gazowy może poszczycić się ponad 100 opatentowanymi połączeniami premium, co stanowi znaczący postęp w technologii rur. Te wyspecjalizowane konstrukcje gwintów zapewniają doskonałe właściwości uszczelniające, zwiększoną wytrzymałość połączenia i zwiększoną odporność na naprężenia środowiskowe. Rozwiązując wyzwania, takie jak wysokie ciśnienia, środowiska korozyjne i ekstremalne temperatury, innowacje te zapewniają większą niezawodność i wydajność w operacjach odwiertów naftowych na całym świecie. Ciągłe badania i rozwój w zakresie połączeń premium podkreślają ich kluczową rolę we wspieraniu bezpieczniejszych i bardziej produktywnych praktyk wiertniczych, odzwierciedlając ciągłe zaangażowanie w doskonałość technologiczną w sektorze energetycznym.

Połączenie VAM®: Znane ze swojej solidnej wydajności w trudnych warunkach, połączenia VAM® charakteryzują się zaawansowaną technologią uszczelniania metal-metal i wysokim momentem obrotowym, zapewniając niezawodne działanie w głębokich studniach i zbiornikach wysokociśnieniowych.

Seria klinów TenarisHydril: Seria ta oferuje szeroką gamę połączeń, takich jak Blue®, Dopeless® i Wedge 521®, znanych z wyjątkowej gazoszczelności i odporności na siły ściskające i rozciągające, co zwiększa bezpieczeństwo operacyjne i wydajność.

Niebieski TSH®: Zaprojektowane przez Tenaris, połączenia TSH® Blue wykorzystują opatentowaną konstrukcję z podwójnym kołnierzem i wysokowydajny profil gwintu, zapewniając doskonałą odporność na zmęczenie i łatwość montażu w krytycznych zastosowaniach wiertniczych.

Połączenie Grant Prideco™ XT®: Zaprojektowane przez NOV połączenia XT® zawierają unikalne uszczelnienie metal-metal i solidny gwint, zapewniając doskonałą zdolność przenoszenia momentu obrotowego i odporność na zacieranie, wydłużając w ten sposób żywotność połączenia.

Połączenie Hunting Seal-Lock®: Wyposażone w uszczelnienie metal-metal i unikalny profil gwintu, połączenie Seal-Lock® firmy Hunting słynie z doskonałej odporności na ciśnienie i niezawodności zarówno w operacjach wiertniczych na lądzie, jak i na morzu.

Wniosek

Podsumowując, skomplikowana sieć rurociągów o kluczowym znaczeniu dla przemysłu naftowego i gazowego obejmuje szeroką gamę specjalistycznego sprzętu zaprojektowanego tak, aby wytrzymać rygorystyczne warunki i złożone wymagania operacyjne. Od podstawowych rur osłonowych, które podtrzymują i chronią ściany studni, po wszechstronne rury stosowane w procesach ekstrakcji i wtryskiwania, każdy typ rury służy odmiennemu celowi w poszukiwaniu, produkcji i transporcie węglowodorów. Normy takie jak specyfikacje API zapewniają jednolitość i jakość tych rur, a innowacje, takie jak połączenia premium, zwiększają wydajność w trudnych warunkach. Wraz z ewolucją technologii te krytyczne komponenty stale się rozwijają, zwiększając wydajność i niezawodność w globalnych operacjach energetycznych. Zrozumienie tych rur i ich specyfikacji podkreśla ich niezastąpioną rolę w infrastrukturze nowoczesnego sektora energetycznego.

Obudowa i rurki Super 13Cr SMSS 13Cr

SMSS 13Cr i DSS 22Cr w środowisku H₂S/CO₂-ropa-woda

/w /Autor

Zachowania korozyjne supermartenzytycznej stali nierdzewnej (SMS) 13Cr i stal nierdzewna Duplex (DSS) 22Cr w środowisku H₂S/CO₂-olej-woda cieszą się dużym zainteresowaniem, szczególnie w przemyśle naftowym i gazowym, gdzie materiały te są często narażone na tak trudne warunki. Oto przegląd zachowania każdego materiału w tych warunkach:

1. Super martenzytyczna stal nierdzewna (SMSS) 13Cr:

  • Kompozycja: SMSS 13Cr zawiera zazwyczaj około 12-14% chromu z niewielkimi ilościami niklu i molibdenu. Wysoka zawartość chromu zapewnia dobrą odporność na korozję, a struktura martenzytyczna zapewnia wysoką wytrzymałość.
  • Zachowanie korozyjne:
    • Korozja CO₂: SMSS 13Cr wykazuje umiarkowaną odporność na korozję CO₂, głównie dzięki tworzeniu ochronnej warstwy tlenku chromu. Jednakże w obecności CO₂ istnieje ryzyko miejscowej korozji, takiej jak korozja wżerowa i szczelinowa.
    • Korozja H₂S: Obecność H₂S zwiększa ryzyko pękania naprężeniowego siarczkowego (SSC) i kruchości wodorowej. SMSS 13Cr jest dość odporny, ale nie odporny na te formy korozji, szczególnie w wyższych temperaturach i ciśnieniach.
    • Środowisko olejowo-wodne: Obecność oleju może czasami stanowić barierę ochronną, zmniejszając narażenie powierzchni metalu na działanie czynników korozyjnych. Jednakże woda, zwłaszcza w postaci solanki, może być silnie żrąca. Równowaga faz oleju i wody może znacząco wpływać na ogólną szybkość korozji.
  • Powszechne problemy:
    • Pękanie naprężeniowe siarczkowe (SSC): Struktura martenzytyczna, choć mocna, jest podatna na SSC w obecności H₂S.
    • Korozja wżerowa i szczelinowa: Są to poważne problemy, zwłaszcza w środowiskach, w których występują chlorki i CO₂.

2. Stal nierdzewna dupleksowa (DSS) 22Cr:

  • Kompozycja: DSS 22Cr zawiera około 22% chromu, około 5% niklu, 3% molibdenu i zrównoważoną mikrostrukturę austenitu i ferrytu. Daje to DSS doskonałą odporność na korozję i wysoką wytrzymałość.
  • Zachowanie korozyjne:
    • Korozja CO₂: DSS 22Cr ma lepszą odporność na korozję CO₂ w porównaniu do SMSS 13Cr. Wysoka zawartość chromu i obecność molibdenu pomagają w tworzeniu stabilnej i ochronnej warstwy tlenku, która jest odporna na korozję.
    • Korozja H₂S: DSS 22Cr jest wysoce odporny na korozję wywołaną H₂S, w tym SSC i kruchość wodorową. Zrównoważona mikrostruktura i skład stopu pomagają ograniczyć to ryzyko.
    • Środowisko olejowo-wodne: DSS 22Cr dobrze sprawdza się w mieszanym środowisku olejowo-wodnym, będąc odpornym zarówno na korozję ogólną, jak i miejscową. Obecność oleju może zwiększyć odporność na korozję poprzez utworzenie filmu ochronnego, ale w przypadku DSS 22Cr jest to mniej istotne ze względu na jego naturalną odporność na korozję.
  • Powszechne problemy:
    • Pękanie korozyjne naprężeniowe (SCC): Mimo że DSS 22Cr jest bardziej odporny niż SMSS 13Cr, w pewnych warunkach, np. przy wysokim stężeniu chlorków w podwyższonej temperaturze, może być podatny na SCC.
    • Miejscowa korozja: DSS 22Cr jest ogólnie bardzo odporny na korozję wżerową i szczelinową, ale w ekstremalnych warunkach może ona nadal wystąpić.

Podsumowanie porównawcze:

  • Odporność na korozję: DSS 22Cr ogólnie zapewnia lepszą odporność na korozję w porównaniu do SMSS 13Cr, szczególnie w środowiskach zawierających zarówno H₂S, jak i CO₂.
  • Siła i wytrzymałość: SMSS 13Cr ma wyższą wytrzymałość, ale jest bardziej podatny na problemy korozyjne, takie jak SSC i wżery.
  • Przydatność aplikacji: DSS 22Cr jest często preferowany w środowiskach o większym ryzyku korozji, takich jak te o wysokim poziomie H₂S i CO₂, natomiast SMSS 13Cr może być wybierany do zastosowań wymagających większej wytrzymałości, gdzie ryzyko korozji jest umiarkowane.

Wniosek:

Przy wyborze pomiędzy SMSS 13Cr i DSS 22Cr do stosowania w środowiskach H₂S/CO₂-olej-woda, DSS 22Cr jest zazwyczaj lepszym wyborem ze względu na odporność na korozję, szczególnie w bardziej agresywnych środowiskach. Jednakże ostateczna decyzja powinna uwzględniać konkretne warunki, w tym temperaturę, ciśnienie i względne stężenia H₂S i CO₂.