DNV-OS-F101 veealustele torujuhtmesüsteemidele: materjalinõuded ja testimine

Sissejuhatus

Veealuse torujuhtme rike maksab elusid, saastab merekeskkonda ja maksab sadu miljoneid dollareid tootmiskahju. Materjalide valik ja testimine ei ole valikulised kvaliteedietapid - need on kaitseliin. DNV-OS-F101 on kõikehõlmav avamere standard, mida kasutavad operaatorid, EPCI töövõtjad ja klassifikatsiooniühingud üle maailma, et reguleerida veealuste torujuhtmesüsteemide projekteerimist, materjale, tootmist, katsetamist ja käitamist. See artikkel selgitab standardit täielikult -, mida see hõlmab, mida see nõuab ja kuidas see kehtib roostevaba ja niklisulamist materjalide kohta, mida JN Alloy avameretööstusele tarnib.

Veealused torujuhtmed transpordivad süsivesinikke merealustest kaevupeadest avamereplatvormidele või maismaal asuvatesse terminalidesse vahemaa tagant, mis võib ületada 100 kilomeetrit. Need töötavad samaaegse mehaanilise, termilise ja keemilise pinge all: toote siserõhk, veesambast tulenev väline hüdrostaatiline rõhk, ladumisest ja matmisest tulenevad merepõhja pinged, soojuspaisumine ja söövitavad ained (H2S, CO2, kloriidid). Üks torujuhe võib väljast kokku puutuda mereveega temperatuuril 4 °C, kandes seestpoolt 60 °C süsivesinikku - 20–50-aastase kavandatud kasutusea jooksul.

DNV-OS-F101 (praegune väljaanne: 2023, varem DNVGL-OS-F101 pärast DNV-GL-i ühinemist, algselt DNV-OS-F101 firmalt Det Norske Veritas) on struktureeritud kui ühtlustatud terasest23 standardit13. torujuhtmed ja nendega seotud tõusutorud ning see klassifitseerib materjalid kolme rühma: süsinikmangaanteras enamiku torujuhtmete jaoks, korrosioonikindlad sulamid (CRA-d) haputeeninduse ja merevee jaoks ning plakeeritud/vooderdatud torud spetsiifiliste söövitavate keskkondade jaoks. Igal rühmal on erinevad materjali kvalifitseerimise, katsetamise ja dokumentatsiooni nõuded.

[Allikas] DNV-OS-F101:2023, Submarine Pipeline Systems; ISO 13623:2017, nafta- ja maagaasitööstus - Torujuhtme transpordisüsteemid.

DNV{0}}OS-F101 ulatus ja struktuur

[Allikas] DNV-OS-F101:2023 sisukord; DNV veebisait.

Kolm materjalirühma DNV-OS-F101 all

Süsinikmangaan (C-Mn) teras moodustab ligikaudu 95% kõigist veealuste torujuhtmete kilomeetritest. Need on määratletud API 5L-ga (avamere jaoks PSL 2) koos DNV lisanõuetega. Toru võib olla õmblusteta (SMLS) või keevitatud (HFW, UOE). Tootmisprotsessi valik mõjutab HAZ-i tugevust ja SSC-kindlust haputeeninduses.

For standard offshore pipelines (no H2S), DNV-OS-F101 accepts API 5L Grade X42 through X80, PSL 2, as the base material specification. The DNV supplement adds requirements for Charpy absorbed energy (minimum 40 J transverse, or CTOD >= 0.15 mm projekteerimistemperatuuril), maksimaalne S-sisaldus (< 0.003% for longitudinal seam welds in HFW pipe), and hardness limits (max 250 HV in weld HAZ for sour service).

[Allikas] API 5L:2022 (46. väljaanne) PSL 2; DNV-OS-F101:2023 Tabel 5-1.

Sour Service Steels (H2S-Resistentsed C-Mn Steels)

Kui torujuhtme vedelik sisaldab H2S-i üle NACE MR0175 / ISO 15156-3 määratletud osarõhu künnise, läheb torujuhe "haputeenindusse" -, mis nõuab materjale, mis on vastupidavad sulfiidist tingitud krakkimisele (SSC) ja vesinikust põhjustatud pragunemisele (HIC). DNV-OS-F101 kohustab kasutama haputeenindustorustike C-Mn-teraseid, millel on API 5L PSL 2 järelliide (nt X52M, X65M), millel on kontrollitud keemia, madal kõvadus ning dokumenteeritud HIC- ja SSC-testid.

DNV{0}}OS-F101 all olevate hapude teenindustorustike puhul: teras peab olema API 5L PSL 2 järelliitega M- (nt X52M kuni X80M). Maksimaalne kõvadus keevisõmbluses HAZ on 250 HV (Vickers) NACE MR0175 / ISO 15156-3 järgi. HIC-testimine NACE TM0284 ja CLR-iga<= 15%, CTR <= 2%, and CSR <= 0.5% is required for the base metal, weld, and HAZ. SSC testing per NACE TM0177 Method A at 80% SMYS minimum is required. S content must be <= 0.003% (ultra-low sulfur) for HIC resistance.

Korrosioonikindlad sulamid (CRA-d) - roostevaba teras ja niklisulamid

Reitinguagentuurid -roostevaba teras ja niklisulamid- on määratud, kui vedelik on süsinikterase jaoks liiga söövitav, kui merevee teenindamine nõuab kloriidikindlust või kui töötemperatuur ületab süsinikterase piirnorme. DNV-OS-F101 ei nõua konkreetseid CRA hindeid; selle asemel määrab see jõudluskriteeriumid (PREN, keemia, mehaanilised omadused) ja nõuab iga CRA rakenduse jaoks kvalifikatsiooni testimist.

[Allikas] DNV-OS-F101:2023 Sec. 5; PREN=Cr + 3.3xMo + 16xN (nimiväärtused, tegelik PREN varieerub olenevalt keemiast).

PÕHIPUNKT:DNV-OS-F101 all olevate austeniitsete roostevabade teraste ja niklisulamite jaoks ei ole ühtset DNV-kinnitatud klassi. Selle asemel valib disainer sulami PREN-kriteeriumi alusel ja kinnitab selle materjali kvalifikatsiooni testimisega. Materjal peab olema tarnitud täieliku jälgitavusega (soojusarv, keemia, mehaaniliste katsete tulemused) EN 10204 3.1 veskikatse sertifikaadil.

Nõuded mehaanilistele omadustele materjalirühmade kaupa

[Allikas] DNV-OS-F101:2023 Sec. 5; API 5L:2022 PSL 2; ASTM A240/A480.

Seina paksuse nõuded ja D/t piirangud

DNV-OS-F101 seab piirangud läbimõõdu-/-paksuse (D/t) suhtele, lähtudes projekteerimistingimustest. Suure D/t torud on paigaldamise ajal (S-lay, J-lay) ja töötingimustes paindekoormuse korral vastuvõtlikumad lokaalsele kõverdumisele.

DNV-OS-F101 all: D-ga veealustele torujuhtmetele<= 168.3 mm, the D/t limit is 30 for normal pressure design and 20 for combined pressure and bending. For D > 168.3 mm, buckling calculations per DNV-RP-F110 govern. The minimum fabrication test pressure is 1.25x the design pressure for new pipelines. Deepwater pipelines (water depth > 500 m) require additional collapse pressure analysis accounting for hydrostatic pressure and residual fabrication stress.

[Allikas] DNV-OS-F101:2023 sek. 5 / rakendus. A kollapsi arvutused; DNV-RP-F110.

Nõuded keevisliidetele: tugevus ja kõvadus

Ümbermõõtu keevisõmblus on kõigi veealuste torujuhtmete nõrgim koht. DNV-OS-F101 seab keevisliidete tõhususe nõuded: keevisõmblus peab saavutama vähemalt torukere SMYS keevismetallis ja HAZ. Hapu teenuse puhul on HAZ-i maksimaalne Vickersi kõvadus 250 HV, mida jõustavad nii DNV kui ka NACE MR0175 / ISO 15156-3.

[Allikas] DNV-OS-F101:2023 Sec. 5; NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020; API 1104; ASME IX.

Hapu teenuse testimise nõuded

Vesiniksulfiid (H2S) on hapu teenindusmaterjali rikke peamine põhjus. Osarõhul üle 0,3 kPa (0,05 psi) dissotsieerub H2S HS-- ja S2-ioonideks, mis soodustavad vesiniku neeldumist terasesse, põhjustades kaks erinevat rikkerežiimi: sulfiidist tingitud pragunemine (SSC) ja vesinikust põhjustatud pragunemine (HIC). Kumbki ei esine magusate teenindustorustike puhul, mistõttu vajavad hapud teenindustorustikud spetsiaalset testimist lisaks tavapärasele mehaanilisele testimisele.

Vesinik-indutseeritud pragunemise (HIC) testimine - NACE TM0284

HIC testib terast (väärismetall, keevisõmblus ja HAZ) tundlikkuse suhtes villide ja astmelise pragunemise suhtes, mida põhjustavad H2S kokkupuutel mitte-metallilistes inklusioonides (MnS, alumiiniumoksiid) tekkivad vesinikumullid. Katses proov sukeldatakse 96 tunniks toatemperatuuril NACE lahusesse A (5% NaCl + 0.5% äädikhapet, küllastunud H2S-ga).

DNV-OS-F101 aktsepteerimiskriteeriumid HIC-i jaoks hapu teenuse korral: pragude pikkuse suhe (CLR)<= 15%; Crack Thickness Ratio (CTR) <= 2%; Crack Sensitivity Ratio (CSR) <= 0.5%. Ultra-low sulfur steels (<= 0.002% S) with controlled MnS morphology (calcium treatment) can achieve near-zero HIC results. JN Alloy supplies HIC-tested C-Mn steels for sour service pipeline projects.

[Allikas] NACE TM0284-2016 + Punkt A:2022, Torujuhtmete ja surveanumate teraste vesinikukindluse hindamine-indutseeritud pragunemine; DNV-OS-F101:2023.

Sulfiidstresskrakkimise (SSC) testimine - NACE TM0177

SSC testimine hindab terase vastuvõtlikkust pragunemisele tõmbepinge all H2S{1}}sisaldavas keskkonnas. Nelja-punkti painutatud proov laaditakse sihtpinge tasemele (tavaliselt 80% SMYS või tegelik kavandatud pinge) ja sukeldatakse NACE lahusesse A (H2S{6}}küllastunud) projekteerimistemperatuuril 720 tunniks.

DNV-OS-F101 acceptance for SSC: The specimen must not fracture at the specified stress level. Typically tested at 80% SMYS minimum for PSL 2 sour service steels. Inconel 625 (UNS N06625) and other nickel alloys with Ni >= 58% on oma olemuselt SSC-immuunsed NACE MR0175 / ISO 15156-3 järgi ega vaja SSC-testi – see on süvaveehapugaasi kaevutorustiku oluline eelis. Roostevaba teras (316L, dupleks) testitakse ka SSC suhtes, kui see on ette nähtud haputeeninduse jaoks.

[Allikas] NACE TM0177-2017. aasta meetod A (neljapunktiline painutus); NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020.

Kuidas DNV{0}}OS-F101 liigitab hapu teenuse tõsiduse

[Allikas] DNV-OS-F101:2023 tabel 5-2 / lisa A; NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020 Tabel 1.

CRA materjalide korrosioonikatsed

CRA torujuhtmete puhul, mis puutuvad kokku mereveega (väliskorrosioon) või toodetud veega (sisekorrosioon), kasutab DNV{0}}OS-F101 esimese-järgu sõelumiskriteeriumina punktide tekitamise ekvivalentsinumbrit (PREN). PREN arvutatakse järgmiselt: PREN=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N (+ W parandus mõne hinde puhul). Kõrgem PREN näitab suuremat vastupidavust kloriidi{10}}indutseeritud täppide ja pragude korrosioonile merevees ning kloriidi{11}}rikastes toodetud vedelikes, mida leidub avamereväljadel.

DNV-OS-F101 ei nõua PREN-i minimaalset väärtust kõigi CRA torujuhtmete jaoks -, vaid nõuab, et projekteerija põhjendaks valitud sulamit konkreetse kloriidi kontsentratsiooni ja temperatuuri jaoks. Praktilise juhendina: Merevesi kl<= 30 deg C: PREN >= 30 is typically acceptable for 316L (PREN ~24) at high velocity; PREN >= 35 recommended. Seawater at 30-80 deg C: PREN >= 40 required (254 SMO or 2205 duplex minimum). High-temperature process fluid + high Cl-: PREN >Nõutav=42 (Inconel 625 või parem). Kontsentreeritud HCl või elementaarne väävel: vajalik Hastelloy C-276 (PREN ~52).

Kriitilise pitseerimistemperatuuri (CPT) testimine - ASTM G150

Kui PREN on teoreetiline arvutus, siis CPT testimine (ASTM G150) annab tegeliku mõõdetud punktide tekke alguse temperatuuri 6% FeCl3 lahuses. See on eriti oluline dupleksroostevaba terase ja niklisulamite puhul, mille puhul PREN-arvutus ei pruugi täielikult hõlmata lämmastiku ja volframi eeliseid.

[Allikas] ASTM G150-18 standardne katsemeetod elektrokeemilise kriitilise punktide tekke temperatuuri testimiseks; Haynes Internationali PREN/CPT andmed.

PREN vs. CPT: kui need erinevad - ja miks CPT on oluline?

PREN-valem (Cr + 3.3Mo + 16N) ei võta arvesse volframi (W), mis suurendab märkimisväärselt niklisulamite nagu Hastelloy C-276 (W=3-4.5%) täppide purunemiskindlust. Täielikum PREN-valem W-kanduriga sulamite jaoks on: PRENw=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N + W. Seda valemit kasutades: Hastelloy C-276 saavutab PRENw=14.5 + 3.3x16 + 0 + 3.75=~71, ületades tunduvalt nominaalse PREN väärtuse ~52. See selgitab, miks C-276 ületab kontsentreeritud kloriidi- ja happekeskkonnas oma nominaalset PREN-i. Kasutage alati CPT andmeid (ASTM G150) materjali lõplikuks valimiseks kriitilises avamereteenuses.

Hüdrostaatiline testimine ja{0}}kasutusrõhu testimine

Iga veealune torujuhe peab enne kasutuselevõttu läbima hüdrostaatilise (vee) rõhukatse. DNV-OS-F101 seab minimaalseks katserõhuks KÕRGEMA, mis on (a) 1,25 x arvutuslik rõhk (DP) või (b) rõhk, mis on vajalik näitamaks, et rõngaspinge katserõhul ei ületa 95% SMYS-st. Kasutus-testimise (taas-) ​​puhul vähendatakse miinimumi 1,1 x DP-ni. Testi tuleb hoida piisavalt kaua, et näidata lekkevaba terviklikkust, tavaliselt 4–24 tundi, sõltuvalt torujuhtme pikkusest ja projekti spetsifikatsioonidest.

[Allikas] DNV-OS-F101:2023 Sec. 11 (rõhutestimine); ASME B31.4 / B31.8 nagu viidatud.

Miks vesi, mitte õhk või gaas hüdrotestimiseks

DNV-OS-F101 nõuab ohutuse ja praktilistel põhjustel hüdrostaatilist testimist veega (mitte suruõhu või gaasiga): vesi on kokkusurumatu, seega eraldab torujuhtme purunemine palju vähem energiat kui gaasijuhtme purunemine, mis vähendab katse ajal sekundaarsete kahjustuste ohtu. Vesi võimaldab ka paremini tuvastada lekkeid - isegi väike leke on vees nähtav, samas kui gaasilekked võivad olla vaiksed ja nähtamatud. Avamere torujuhtmete puhul kasutatakse tavaliselt merevett esialgseks hüdrotestiks (pärast hüdrotesti kollektori paigaldamist), millele järgneb veetustamine ja kuivatamine vahuga PIG-de või lämmastikuga enne kasutuselevõttu.

MÄRKUS KORROSIOONIGA:Pärast hüdrotestimist mereveega tuleb torujuhe enne tootmisvedeliku sisestamist täielikult veetustada ja kuivatada (kastepunktini -20 °C või rohkem). Mereveekloriidi jääk põhjustab süsinikterasest punktkorrosiooni ja võib põhjustada reitinguagentuurides ladestumise alakorrosiooni.

Korduma kippuvad küsimused

Praegune väljaanne on DNV{0}}OS-F101:2023. Standardit haldab DNV ja seda ajakohastatakse ligikaudu iga 5 aasta järel, vajaduse korral avaldatakse vahepealsed muudatused. DNV avaldab ka väljaannete vahel koonddokumenti "Muudatused ja parandused". Projektid peavad kasutama lepingu sõlmimise ajal kehtivat väljaannet, kui käitaja ja klassifikatsiooniühingu vahel ei ole kokku lepitud teisiti. 2023. aasta väljaanne sisaldab uuendatud HPHT projekteerimiskriteeriume, muudetud murdumismehaanika aktsepteerimiskriteeriume (kooskõlastatud DNV-RP-C203-ga) ja täpsustatud CRA materjalide kvalifitseerimise nõudeid.

2. küsimus: kas ma saan kasutada API 5L X65 PSL 2 DNV-OS-F101 lisanõuete asemel?

API 5L PSL 2 üksi ei ole piisav. DNV-OS-F101 täiendab API 5L-i täiendavate nõuetega: Charpy löögienergia miinimum (40 J põiki), kõvaduse piirangud (250 HV HAZ), keemiakontrollid (S)<= 0.003% for HIC resistance), NDT acceptance criteria, and documentation requirements. For offshore pipeline classification with DNV, the DNV supplement is mandatory. API 5L provides the base material specification; DNV-OS-F101 provides the performance and qualification framework.

K3: Mis vahe on PSL 2 ja PSL 3 vahel DNV-OS-F101 all?

PSL (toote spetsifikatsiooni tase) on määratletud API 5L-s, kuid DNV-OS-F101 määrab torujuhtme tõsiduse põhjal, millist PSL-i kohaldatakse: PSL 2 on standardsete avamere torujuhtmete miinimum. PSL 3 on vajalik: haputeenuse (H2S olemasolu), süvaveetorustike (vee sügavus > 500 m), HPHT väljade ja keskkonnatundlike piirkondade torustike jaoks. PSL 3 lisab: rangemad keemiliste ja mehaaniliste omaduste tolerantsid, rangemad NDT aktsepteerimiskriteeriumid, keevisliidete CTOD-testimine, kolmanda osapoole kontroll (tüüp 3.2 MTC) ja murdumismehaanika projekteerimisarvutused DNV-RP{14}}C203 kohta.

Q4: Millal vajab veealune torujuhe süsinikterase asemel roostevaba terast või niklisulamit?

Kolm tingimust juhivad CRA spetsifikatsiooni: (1) hapu teenus -, kui H2S osarõhk ületab läve (ligikaudu 0,05 kPa), H2S-testiga süsinikteras (X52M+) on minimaalne, kuid tõsise happesuse korral on nõutav Inconel 625 või CRA{8}}kattega toru; (2) Kõrge kloriidisisaldus -, kui toodetud vesikloriid ületab ligikaudu 30 000 ppm temperatuuril üle 30 °C, on vaja 316 liitrit või roostevaba dupleksmaterjali; (3) Kõrge temperatuuriga - süsinikterase maksimaalne kasutustemperatuur on ligikaudu 300 °C (piiratud roomamisega), millest kõrgemal on nõutav roostevaba teras 321/347 või Inconel 625. Konkreetse sulami valib torujuhtme projekteerija, lähtudes vedeliku koostisest, temperatuurist, rõhust ja projekteeritud kasutusajast.

5. küsimus: milline kõvaduse piirang kehtib vöökeevisõmbluse HAZ-i kohta hapukas kasutuses?

DNV-OS-F101 nõuab keevisõmbluse HAZ-i maksimaalseks Vickersi kõvaduseks 250 HV kõigi haputeenindustorustike jaoks. Seda jõustavad nii standard kui ka NACE MR0175 / ISO 15156{10}}3. Mõõtmine tehakse 0,5 mm kaugusel sulatusliinist ja mitmest keevisõmbluse ümbermõõdu kohas. HAZ-i üle 250 HV puhul on kõvaduse vähendamiseks vaja PWHT-d (süsinikterase järel{12}}keevituse kuumtöötlemine temperatuuril ligikaudu 600–650 °C), millele järgneb vastavuse kinnitamiseks uuesti kõvaduse testimine.

6. küsimus: kuidas DNV-OS-F101 käsitleb veealuste torujuhtmete betoonkatet?

Veealused torujuhtmed on peaaegu üldiselt varustatud betoonkattega (CWC), et saavutada neutraalne või kergelt negatiivne ujuvus -, tagades, et torujuhe asetseb kindlalt merepõhjas ilma ujumisohuta. DNV-OS-F101 määrab betoonisegu minimaalse tiheduse (tavaliselt 2400-3000 kg/m3, mis annab kattetiheduse 1,5-2,5-kordse merevee tiheduse) ja minimaalse kattekihi paksuse, mis on vastupidav hüdrostaatilisele kokkuvarisemisele. Betoonkatte kantakse tavaliselt toruveskisse või spetsiaalsesse katmistehasesse enne transportimist paigalduslaevale ning see ei tohi vähendada toru OD-d üle DNV-OS-F101 tabelis 7-1 toodud tolerantside.

7. küsimus. Millised PMI nõuded kehtivad DNV-OS-F101 all olevatele avamere CRA materjalidele?

DNV-OS-F101 nõuab 100% PMI (positiivse materjali identifitseerimise) testimist, kasutades röntgenfluorestsentsspektromeetriat (XRF) kõigi CRA materjalide jaoks: 316L, 321, 347, dupleks roostevaba (2205, austeniitvaba (2507), supermoovaba (2507)). niklisulamid (Inconel 625, 825, Hastelloy C-276, Monel 400). PMI on kohustuslik ka happelise kasutusega süsinikterase puhul, et kontrollida, kas tarniti õiget marki (nt X52M), mitte standardset ilma H2S-kindluseta. EN 10204 3.1 MTC-ga peab kaasas olema PMI aruanne (mis näitab elementide koostist katsepunktides). JN Alloy pakub 100% PMI-d kõigi reitinguagentuuride offshore-tarnete kohta.

K8: Milliseid murdumismehaanika katseid on vaja PSL 3 avamere torujuhtmete jaoks?

PSL 3 pipelines under DNV-OS-F101 require fracture mechanics acceptance criteria based on CTOD (Crack Tip Opening Displacement) testing per BS 7448 or ISO 15653. The pipeline designer calculates the maximum allowable defect sizes from the CTOD toughness data using DNV-RP-C203. For the base metal: minimum CTOD >= 0.15 mm projekteerimistemperatuuril on tüüpiline projekti nõue. Ümbermõõtkeevisõmbluste puhul: tavaliselt on ette nähtud keevismetalli ja HAZ-i CTOD-testimine kavandatud temperatuuril ja temperatuuril -20 °C (madalaima temperatuuri simuleerimiseks hüdrotestimise ajal). Charpy V-sälgu testimist kasutatakse asendusena, kui õhema seinaga torujuhtmete (sein < 15 mm) puhul pole CTOD-andmed saadaval.

9. küsimus. Kuidas toetab JN Alloy DNV-OS-F101 torujuhtme projekte?

JN Alloy tarnib materjale, mis vastavad DNV-OS-F101 materjalinõuetele veealuste torujuhtmeprojektide jaoks kogu maailmas: (1) API 5L PSL 2 süsinikterasest torutoru (X42M kuni X80M) koos EN 10204 3.1 MTC-ga; (2) CRA äärikud, liitmikud ja sepised 316L, 2205 duplex, Inconel 625 ja Hastelloy C-276 täieliku jälgitavuse ja PMI-sertifikaadiga; (3) CRA keevisõmbluse kattekihi ja valmistamise kulumaterjalid (ERNiCrMo-3, ER316L täitetraat); (4) Dokumentatsioon: EN 10204 3.1 MTC, NACE MR0175/ISO 15156-3 vastavuskirjad, PMI aruanded ja kolmanda osapoole kontrolli koordineerimine. Kontakt: jnalloy123@gmail.com või +86 193 3990 0211.