DNV-OS-F101 สำหรับระบบท่อส่งใต้น้ำ: ข้อกำหนดวัสดุและการทดสอบ

การแนะนำ

ความล้มเหลวของท่อส่งน้ำมันใต้น้ำทำให้เสียชีวิต ปนเปื้อนสิ่งแวดล้อมทางทะเล และส่งผลให้สูญเสียการผลิตหลายร้อยล้านดอลลาร์ การเลือกวัสดุและการทดสอบไม่ใช่ขั้นตอนด้านคุณภาพที่เป็นทางเลือก - แต่เป็นแนวหน้าในการป้องกัน DNV-OS-F101 เป็นมาตรฐานนอกชายฝั่งที่ครอบคลุมซึ่งใช้โดยผู้ปฏิบัติงาน ผู้รับเหมา EPCI และสมาคมจำแนกประเภททั่วโลก เพื่อควบคุมการออกแบบ วัสดุ การผลิต การทดสอบ และการทำงานของระบบท่อส่งใต้น้ำ บทความนี้จะอธิบายมาตรฐานโดยสมบูรณ์ - ว่าครอบคลุมถึงอะไร ต้องการอะไร และวิธีการนำไปใช้กับวัสดุสเตนเลสและโลหะผสมนิกเกิลที่ JN Alloy จัดหาให้กับอุตสาหกรรมนอกชายฝั่ง

ท่อส่งน้ำใต้น้ำขนส่งไฮโดรคาร์บอนจากหัวหลุมใต้ทะเลไปยังแท่นนอกชายฝั่งหรือสถานีปลายทางบนบกในระยะทางที่เกิน 100 กิโลเมตร โดยทำงานภายใต้ความเค้นเชิงกล ความร้อน และเคมีพร้อมกัน: แรงดันภายในจากผลิตภัณฑ์ แรงดันอุทกสถิตภายนอกจากคอลัมน์น้ำ ความเค้นก้นทะเลจากการวางและการฝังศพ การขยายตัวเนื่องจากความร้อน และตัวกลางที่มีฤทธิ์กัดกร่อน (H2S, CO2, คลอไรด์) ท่อส่งเดียวอาจสัมผัสกับน้ำทะเลที่อุณหภูมิ 4 องศา C ที่ด้านนอก ในขณะที่บรรทุกไฮโดรคาร์บอน 60 องศา C ที่ด้านใน - ตลอดอายุการออกแบบ 20 ถึง 50 ปี

DNV-OS-F101 (ฉบับปัจจุบัน: 2023 ก่อนหน้านี้ DNVGL-OS-F101 หลังจากการควบรวมกิจการ DNV-GL ซึ่งเดิมคือ DNV-OS-F101 จาก Det Norske Veritas) มีโครงสร้างเป็นมาตรฐานวงจรชีวิตเต็มรูปแบบที่สอดคล้องกับ ISO 13623 โดยนำไปใช้กับ ท่อเหล็กแข็งและตัวยกที่เกี่ยวข้อง และแบ่งประเภทวัสดุออกเป็นสามกลุ่ม: เหล็กกล้าคาร์บอนแมงกานีสสำหรับท่อส่วนใหญ่ โลหะผสมที่ทนต่อการกัดกร่อน (CRA) สำหรับบริการที่มีรสเปรี้ยวและน้ำทะเล และท่อหุ้ม/เรียงรายสำหรับสภาพแวดล้อมที่มีฤทธิ์กัดกร่อนเฉพาะ แต่ละกลุ่มมีคุณสมบัติด้านวัสดุ การทดสอบ และข้อกำหนดด้านเอกสารที่แตกต่างกัน

[แหล่งที่มา] DNV-OS-F101:2023, Submarine Pipeline Systems; ISO 13623:2017 อุตสาหกรรมปิโตรเลียมและก๊าซธรรมชาติ - ระบบการขนส่งทางท่อ

ขอบเขตและโครงสร้างของ DNV-OS-F101

[แหล่งที่มา] DNV-OS-F101:2023 สารบัญ; เว็บไซต์ ดีเอ็นวี.

กลุ่มวัสดุสามกลุ่มภายใต้ DNV-OS-F101

เหล็กกล้าคาร์บอนแมงกานีส (C-Mn) คิดเป็นประมาณ 95% ของกิโลเมตรท่อส่งใต้น้ำทั้งหมด ได้รับการระบุโดย API 5L (PSL 2 สำหรับนอกชายฝั่ง) พร้อมข้อกำหนดเสริม DNV ท่ออาจเป็นแบบไม่มีรอยต่อ (SMLS) หรือแบบเชื่อม (HFW, UOE) การเลือกกระบวนการผลิตส่งผลต่อความเหนียวของ HAZ และความต้านทาน SSC ในบริการที่มีรสเปรี้ยว

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 มม. ที่อุณหภูมิการออกแบบ) ปริมาณ S สูงสุด (< 0.003% for longitudinal seam welds in HFW pipe), and hardness limits (max 250 HV in weld HAZ for sour service).

[แหล่งที่มา] API 5L:2022 (ฉบับที่ 46) PSL 2; DNV-ระบบปฏิบัติการ-F101:2023 ตาราง 5-1

เหล็กกล้าบริการเปรี้ยว (เหล็กกล้าต้านทาน H2S- C- Mn)

เมื่อของเหลวในท่อส่งก๊าซมี H2S สูงกว่าความดันบางส่วนตามเกณฑ์ที่กำหนดใน NACE MR0175 / ISO 15156-3 ท่อส่งจะเข้าสู่ "บริการที่มีรสเปรี้ยว" - ซึ่งต้องใช้วัสดุที่ต้านทานการแตกร้าวจากความเครียดซัลไฟด์ (SSC) และการแตกร้าวที่เกิดจากไฮโดรเจน (HIC) DNV-OS-F101 กำหนดให้ท่อบริการเปรี้ยวใช้เหล็กกล้า C-Mn โดยมีคำต่อท้าย "M" (เช่น X52M, X65M) จาก API 5L PSL 2 ซึ่งมีการควบคุมทางเคมี ความแข็งต่ำ และบันทึกการทดสอบ HIC และ SSC

สำหรับไปป์ไลน์บริการเปรี้ยวภายใต้ DNV-OS-F101: เหล็กต้องเป็น API 5L PSL 2 โดยมีคำต่อท้าย M- (เช่น X52M ถึง X80M) ความแข็งสูงสุดในการเชื่อม HAZ คือ 250 HV (วิคเกอร์) ต่อ NACE MR0175 / ISO 15156-3 การทดสอบ HIC ตาม NACE TM0284 ด้วย CLR<= 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.

โลหะผสมที่ทนต่อการกัดกร่อน (CRAs) - เหล็กกล้าไร้สนิมและโลหะผสมนิกเกิล

CRAs -สแตนเลสและโลหะผสมนิกเกิล- ถูกระบุเมื่อของไหลมีฤทธิ์กัดกร่อนมากเกินไปสำหรับเหล็กกล้าคาร์บอน เมื่อบริการน้ำทะเลต้องการความต้านทานคลอไรด์ หรือเมื่ออุณหภูมิในการทำงานเกินขีดจำกัดของเหล็กกล้าคาร์บอน DNV-OS-F101 ไม่ได้กำหนดเกรด CRA เฉพาะเจาะจง แต่จะกำหนดเกณฑ์ประสิทธิภาพ (PREN, เคมี, สมบัติทางกล) แทน และต้องมีการทดสอบคุณสมบัติสำหรับการใช้งาน CRA แต่ละรายการ

[แหล่งที่มา] DNV-ระบบปฏิบัติการ-F101:2023 วินาที. 5; PREN=Cr + 3.3xMo + 16xN (ค่าที่ระบุ PREN จริงจะแตกต่างกันไปตามคุณสมบัติทางเคมี)

ประเด็นสำคัญ:สำหรับเหล็กกล้าไร้สนิมออสเตนิติกและโลหะผสมนิกเกิลภายใต้ DNV-OS-F101 ไม่มีเกรด "DNV{3}} ที่อนุมัติ" แม้แต่เกรดเดียว ผู้ออกแบบจะเลือกโลหะผสมตามเกณฑ์ PREN และยืนยันโดยการทดสอบคุณสมบัติของวัสดุ วัสดุต้องได้รับการตรวจสอบย้อนกลับได้อย่างสมบูรณ์ (เลขความร้อน เคมี ผลการทดสอบทางกล) ตามใบรับรองการทดสอบโรงงานของ EN 10204 3.1

ข้อกำหนดคุณสมบัติทางกลโดยกลุ่มวัสดุ

[แหล่งที่มา] DNV-ระบบปฏิบัติการ-F101:2023 วินาที. 5; API 5L:2022 PSL 2; มาตรฐาน ASTM A240/A480

ข้อกำหนดความหนาของผนังและขีดจำกัด D/t

DNV-OS-F101 กำหนดขีดจำกัดของอัตราส่วนเส้นผ่านศูนย์กลาง-ถึง-ความหนา (D/t) ตามเงื่อนไขการออกแบบ ท่อ D/t สูงจะไวต่อการโก่งงอเฉพาะจุดภายใต้แรงดัดงอระหว่างการติดตั้ง (S-lay, J-lay) และเงื่อนไขการปฏิบัติงาน

ภายใต้ DNV-OS-F101: สำหรับท่อส่งใต้น้ำที่มี D<= 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.

[แหล่งที่มา] DNV-OS-F101:2023 วินาที. 5 / แอป การคำนวณการล่มสลาย DNV-RP-F110

ข้อกำหนดรอยเชื่อม: ความแข็งแรงและความแข็ง

การเชื่อมเส้นรอบวงเป็นจุดอ่อนที่สุดในท่อส่งใต้น้ำ DNV-OS-F101 กำหนดข้อกำหนดด้านประสิทธิภาพของรอยเชื่อม: การเชื่อมต้องบรรลุ SMYS ของตัวท่อเป็นอย่างน้อยในโลหะเชื่อมและ HAZ สำหรับบริการที่มีรสเปรี้ยว ความแข็งวิกเกอร์สสูงสุดของ HAZ คือ 250 HV บังคับใช้โดยทั้ง DNV และ NACE MR0175 / ISO 15156-3

[แหล่งที่มา] DNV-ระบบปฏิบัติการ-F101:2023 วินาที. 5; NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020; เอพีไอ 1104; ASME ทรงเครื่อง

ข้อกำหนดการทดสอบบริการเปรี้ยว

ไฮโดรเจนซัลไฟด์ (H2S) เป็นตัวขับเคลื่อนหลักของความล้มเหลวของวัสดุบริการที่มีรสเปรี้ยว ที่ความดันบางส่วนที่สูงกว่าประมาณ 0.3 kPa (0.05 psi) H2S จะแยกตัวออกเป็น HS- และ S2- ไอออนที่ส่งเสริมการดูดซึมไฮโดรเจนเข้าไปในเหล็ก ทำให้เกิดความล้มเหลวที่แตกต่างกันสองโหมด: การแตกร้าวจากความเครียดด้วยซัลไฟด์ (SSC) และการแตกร้าวที่เกิดจากไฮโดรเจน (HIC) ไม่มีเกิดขึ้นในไปป์ไลน์บริการหวาน ซึ่งเป็นเหตุผลว่าทำไมท่อบริการเปรี้ยวจึงต้องมีการทดสอบเฉพาะที่นอกเหนือไปจากการทดสอบทางกลมาตรฐาน

การทดสอบการแตกร้าวที่เกิดจากไฮโดรเจน (HIC) - NACE TM0284

HIC ทดสอบเหล็ก (โลหะฐาน รอยเชื่อม และ HAZ) เพื่อหาความไวต่อการพองตัวและการแตกร้าวแบบขั้นตอนที่เกิดจากฟองไฮโดรเจนที่ก่อตัวที่การเจือปนที่ไม่ใช่โลหะ- (MnS, อลูมินา) ภายใต้การสัมผัส H2S การทดสอบจะจุ่มชิ้นงานในสารละลาย NACE A (5% NaCl + 0.5% ของกรดอะซิติก อิ่มตัวด้วย H2S) ที่อุณหภูมิห้องเป็นเวลา 96 ชั่วโมง

เกณฑ์การยอมรับ DNV-OS-F101 สำหรับ HIC ภายใต้บริการเปรี้ยว: อัตราส่วนความยาวแคร็ก (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.

[แหล่งที่มา] NACE TM0284-2016 + รายการ A:2022, การประเมินเหล็กท่อและภาชนะรับความดันเพื่อต้านทานไฮโดรเจน-การแตกร้าวแบบเหนี่ยวนำ DNV-ระบบปฏิบัติการ-F101:2023.

การทดสอบการแคร็กด้วยความเครียดด้วยซัลไฟด์ (SSC) - NACE TM0177

การทดสอบ SSC จะประเมินความไวของเหล็กต่อการแตกร้าวภายใต้แรงดึงในสภาพแวดล้อมที่มี H2S{1}} ชิ้นงานทดสอบการโค้งงอสี่-จุดถูกโหลดจนถึงระดับความเค้นเป้าหมาย (โดยทั่วไปคือ 80% SMYS หรือความเค้นการออกแบบจริง) และแช่ใน NACE Solution A (H2S{6}}อิ่มตัว) ที่อุณหภูมิการออกแบบเป็นเวลา 720 ชั่วโมง

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% มีภูมิคุ้มกัน SSC โดยเนื้อแท้-ตาม NACE MR0175 / ISO 15156-3 และไม่จำเป็นต้องมีการทดสอบ SSC ซึ่งเป็นข้อได้เปรียบที่สำคัญสำหรับการวางท่อหลุมผลิตก๊าซเปรี้ยวน้ำลึก สแตนเลส (316L, ดูเพล็กซ์) ยังได้รับการทดสอบสำหรับ SSC หากระบุเป็นบริการที่มีรสเปรี้ยว

[แหล่งที่มา] NACE TM0177-วิธี A ปี 2017 (โค้งสี่จุด); NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020.

DNV-OS-F101 จำแนกความรุนแรงของบริการ Sour อย่างไร

[แหล่งที่มา] DNV-OS-F101:2023 ตาราง 5-2 / ภาคผนวก A; NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020 ตารางที่ 1.

การทดสอบการกัดกร่อนสำหรับวัสดุ CRA

สำหรับท่อ CRA ที่สัมผัสกับน้ำทะเล (การกัดกร่อนภายนอก) หรือน้ำที่ผลิต (การกัดกร่อนภายใน) DNV-OS-F101 จะใช้ Pitting Resistance Equivalency Number (PREN) เป็น-เกณฑ์การคัดกรองลำดับแรก PREN คำนวณเป็น: PREN=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N (การแก้ไข + W สำหรับบางเกรด) ค่า PREN ที่สูงขึ้นบ่งชี้ถึงความต้านทานที่มากขึ้นต่อการกัดกร่อน-รูพรุนและการกัดกร่อนของรอยแยกในน้ำทะเลและคลอไรด์- ที่อุดมด้วยคลอไรด์ซึ่งพบได้ในแหล่งนอกชายฝั่ง

DNV-OS-F101 ไม่ได้กำหนดค่า PREN ขั้นต่ำสำหรับไปป์ไลน์ CRA ทั้งหมด - โดยกำหนดให้ผู้ออกแบบต้องระบุโลหะผสมที่เลือกสำหรับความเข้มข้นและอุณหภูมิของคลอไรด์ที่เฉพาะเจาะจง เพื่อเป็นแนวทางปฏิบัติ: น้ำทะเลที่<= 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 >ต้องใช้=42 (Inconel 625 หรือดีกว่า) HCl เข้มข้นหรือธาตุกำมะถัน: ต้องใช้ Hastelloy C-276 (PREN ~52)

การทดสอบอุณหภูมิในบ่อวิกฤต (CPT) - ASTM G150

แม้ว่า PREN จะเป็นการคำนวณทางทฤษฎี แต่การทดสอบ CPT (ASTM G150) จะให้อุณหภูมิเริ่มต้นของรูพรุนที่วัดได้จริงในสารละลาย FeCl3 6% นี่เป็นสิ่งสำคัญอย่างยิ่งสำหรับเหล็กกล้าไร้สนิมดูเพล็กซ์และโลหะผสมนิกเกิล ซึ่งการคำนวณ PREN อาจไม่สามารถดึงประโยชน์ของไนโตรเจนและทังสเตนได้ครบถ้วน

[ที่มา] ASTM G150-18 วิธีทดสอบมาตรฐานสำหรับการทดสอบอุณหภูมิ Pitting วิกฤตเคมีไฟฟ้า ข้อมูล PREN/CPT ของ Haynes International

PREN กับ CPT: เมื่อความแตกต่าง - และเหตุใด CPT จึงมีความสำคัญ

สูตร PREN (Cr + 3.3Mo + 16N) ไม่รวมทังสเตน (W) ซึ่งเพิ่มความต้านทานการเกิดรูพรุนในโลหะผสมนิกเกิล เช่น Hastelloy C-276 (W=3-4.5%) ได้อย่างมีนัยสำคัญ สูตร PREN ที่สมบูรณ์กว่าสำหรับโลหะผสมที่มีตลับลูกปืน W คือ: PRENw=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N + W การใช้สูตรนี้: Hastelloy C-276 จะได้ PRENw=14.5 + 3.3x16 + 0 + 3.75=~71 ซึ่งเกินค่า PREN ที่ระบุที่ ~52 มาก สิ่งนี้อธิบายได้ว่าเหตุใด C-276 จึงมีประสิทธิภาพเหนือกว่า PREN ที่ระบุในสภาพแวดล้อมที่มีคลอไรด์เข้มข้นและกรด ใช้ข้อมูล CPT (ASTM G150) เสมอสำหรับการเลือกวัสดุขั้นสุดท้ายในบริการนอกชายฝั่งที่สำคัญ

การทดสอบอุทกสถิตและ-การทดสอบแรงดันในบริการ

ท่อส่งใต้น้ำทุกท่อจะต้องผ่านการทดสอบแรงดันน้ำ (น้ำ) ก่อนที่จะเริ่มดำเนินการ DNV-OS-F101 ตั้งค่าแรงดันทดสอบขั้นต่ำเป็น HIGHER ของ (a) 1.25 x แรงดันออกแบบ (DP) หรือ (b) แรงดันที่จำเป็นเพื่อแสดงให้เห็นว่าความเค้นของห่วงที่แรงดันทดสอบไม่เกิน 95% ของ SMYS สำหรับการทดสอบภายในบริการ (-) ​​ค่าขั้นต่ำจะลดลงเหลือ 1.1 x DP การทดสอบต้องคงไว้เป็นระยะเวลาเพียงพอเพื่อแสดงให้เห็น-ความสมบูรณ์โดยปราศจากการรั่วไหล โดยทั่วไปจะใช้เวลา 4-24 ชั่วโมง ขึ้นอยู่กับความยาวของไปป์ไลน์และข้อกำหนดเฉพาะของโครงการ

[แหล่งที่มา] DNV-OS-F101:2023 วินาที. 11 (การทดสอบแรงดัน); ASME B31.4 / B31.8 ตามที่อ้างอิง

เหตุใดจึงต้องใช้น้ำ ไม่ใช่อากาศหรือแก๊ส สำหรับการทดสอบไฮโดรเทส

DNV-OS-F101 กำหนดให้มีการทดสอบอุทกสถิตด้วยน้ำ (ไม่ใช่อากาศอัดหรือก๊าซ) เพื่อความปลอดภัยและเหตุผลในทางปฏิบัติ: น้ำไม่สามารถอัดตัวได้ ดังนั้นการแตกของท่อส่งก๊าซจึงปล่อยพลังงานน้อยกว่าการแตกของท่อส่งก๊าซมาก ซึ่งช่วยลดความเสี่ยงของความเสียหายรองในระหว่างการทดสอบ น้ำยังให้การตรวจจับการรั่วไหลที่ดีกว่า - แม้แต่การซึมเล็กน้อยที่มองเห็นได้ในน้ำ ในขณะที่ก๊าซรั่วสามารถเงียบและมองไม่เห็นได้ สำหรับท่อส่งนอกชายฝั่ง โดยทั่วไปจะใช้น้ำทะเลสำหรับการทดสอบไฮโดรเทสเบื้องต้น (หลังการติดตั้งท่อร่วมทดสอบไฮโดรเทส) ตามด้วยการแยกน้ำออกและทำให้แห้งด้วยโฟม PIG หรือไนโตรเจนก่อนเริ่มเดินเครื่อง

หมายเหตุการกัดกร่อน:หลังจากการทดสอบไฮโดรเทสด้วยน้ำทะเล ท่อจะต้องถูกแยกน้ำออกทั้งหมดและทำให้แห้ง (ถึง - จุดน้ำค้าง 20 องศาเซลเซียสหรือดีกว่า) ก่อนที่จะนำของเหลวสำหรับการผลิตไปใช้ คลอไรด์ของน้ำทะเลที่ตกค้างทำให้เกิดการกัดกร่อนแบบรูเข็มในเหล็กกล้าคาร์บอน และอาจก่อให้เกิดการกัดกร่อนภายใต้การสะสมใน CRA

คำถามที่พบบ่อย

รุ่นปัจจุบันคือ DNV-OS-F101:2023 มาตรฐานนี้ได้รับการดูแลโดย DNV และอัปเดตประมาณทุกๆ 5 ปี โดยมีการแก้ไขชั่วคราวเผยแพร่ตามความจำเป็น DNV ยังเผยแพร่เอกสาร "การแก้ไขและการแก้ไข" แบบรวมระหว่างฉบับต่างๆ โปรเจ็กต์ต้องใช้เวอร์ชันปัจจุบัน ณ เวลาที่ทำสัญญา เว้นแต่จะตกลงเป็นอย่างอื่นระหว่างผู้ดำเนินการและสมาคมการจำแนกประเภท ฉบับปี 2023 ได้รวมเอาเกณฑ์การออกแบบ HPHT ที่อัปเดต เกณฑ์การยอมรับกลไกการแตกหักที่ได้รับการแก้ไข (สอดคล้องกับ DNV-RP-C203) และชี้แจงข้อกำหนดคุณสมบัติวัสดุ CRA

คำถามที่ 2: ฉันสามารถใช้ API 5L X65 PSL 2 แทนข้อกำหนดเสริม DNV-OS-F101 ได้หรือไม่

API 5L PSL 2 เพียงอย่างเดียวไม่เพียงพอ DNV-OS-F101 เสริม API 5L พร้อมข้อกำหนดเพิ่มเติม: พลังงานกระแทกแบบชาร์ปีขั้นต่ำ (40 J ตามขวาง), ขีดจำกัดความแข็งสำหรับบริการที่มีรสเปรี้ยว (250 HV HAZ), การควบคุมทางเคมี (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.

คำถามที่ 3: PSL 2 และ PSL 3 ภายใต้ DNV-OS-F101 แตกต่างกันอย่างไร

PSL (ระดับข้อกำหนดผลิตภัณฑ์) ถูกกำหนดไว้ใน API 5L แต่ DNV-OS-F101 ระบุว่า PSL ใดที่ใช้ตามความรุนแรงของไปป์ไลน์ โดย PSL 2 เป็นค่าขั้นต่ำสำหรับไปป์ไลน์นอกชายฝั่งมาตรฐาน PSL 3 จำเป็นสำหรับ: บริการเปรี้ยว (มี H2S), ท่อส่งน้ำลึก (ความลึกของน้ำ > 500 ม.), แหล่ง HPHT และท่อในพื้นที่ที่มีความอ่อนไหวต่อสิ่งแวดล้อม PSL 3 เพิ่ม: ความทนทานต่อสารเคมีและสมบัติทางกลที่เข้มงวดยิ่งขึ้น เกณฑ์การยอมรับ NDT ที่เข้มงวดมากขึ้น การทดสอบ CTOD ของรอยเชื่อม การตรวจสอบโดยบุคคลที่สาม (ประเภท 3.2 MTC) และการคำนวณการออกแบบกลศาสตร์การแตกหักต่อ DNV-RP-C203

คำถามที่ 4: ท่อส่งใต้น้ำต้องใช้สแตนเลสหรือโลหะผสมนิกเกิลแทนเหล็กกล้าคาร์บอนเมื่อใด

เงื่อนไขสามประการที่ขับเคลื่อนข้อกำหนด CRA: (1) บริการที่มีกรด - เมื่อความดันบางส่วนของ H2S เกินเกณฑ์ (ประมาณ 0.05 kPa) เหล็กกล้าคาร์บอนที่มีการทดสอบ H2S (X52M+) จะเป็นค่าขั้นต่ำ แต่สำหรับบริการที่มีกรดรุนแรง ต้องใช้ท่อหุ้ม Inconel 625 หรือ CRA- (2) คลอไรด์สูง - เมื่อน้ำคลอไรด์ที่ผลิตออกมาเกินประมาณ 30,000 ppm ที่อุณหภูมิสูงกว่า 30 องศาเซลเซียส ต้องใช้ 316 ลิตร หรือสเตนเลสดูเพล็กซ์ (3) อุณหภูมิสูง - อุณหภูมิการใช้งานสูงสุดของเหล็กกล้าคาร์บอนอยู่ที่ประมาณ 300 องศาเซลเซียส (จำกัดโดยการคืบ) ซึ่งสูงกว่านี้ ต้องใช้สเตนเลส 321/347 หรือ Inconel 625 โลหะผสมเฉพาะเจาะจงจะถูกเลือกโดยผู้ออกแบบไปป์ไลน์โดยพิจารณาจากองค์ประกอบของของไหล อุณหภูมิ ความดัน และอายุการออกแบบ

คำถามที่ 5: ขีดจำกัดความแข็งที่ใช้กับ HAZ ของเส้นรอบวงการเชื่อมในบริการแบบเปรี้ยวคืออะไร?

DNV-OS-F101 กำหนดให้มีความแข็ง Vickers สูงสุด 250 HV ในการเชื่อม HAZ สำหรับไปป์ไลน์บริการที่มีรสเปรี้ยวทั้งหมด สิ่งนี้บังคับใช้โดยทั้งมาตรฐานและโดย NACE MR0175 / ISO 15156-3. การวัดจะดำเนินการที่ 0.5 มม. จากเส้นฟิวชันและที่หลายตำแหน่งรอบๆ เส้นรอบวงของการเชื่อม HAZ ที่เกิน 250 HV ต้องใช้ PWHT (การบำบัดความร้อนหลังการเชื่อมที่ประมาณ 600-650 องศาเซลเซียสสำหรับเหล็กกล้าคาร์บอน) เพื่อลดความแข็ง ตามด้วยการทดสอบความแข็งอีกครั้งเพื่อยืนยันการปฏิบัติตามข้อกำหนด

คำถามที่ 6: DNV-OS-F101 จัดการกับการเคลือบน้ำหนักคอนกรีตบนท่อส่งใต้น้ำอย่างไร

ท่อส่งใต้น้ำมักมีการเคลือบน้ำหนักคอนกรีต (CWC) ไว้ในระดับสากลเพื่อให้เกิดการลอยตัวที่เป็นกลางหรือเป็นลบเล็กน้อย - ทำให้มั่นใจได้ว่าท่อส่งจะอยู่บนพื้นทะเลอย่างแน่นหนาโดยไม่มีความเสี่ยงต่อการลอยตัว DNV-OS-F101 ระบุความหนาแน่นขั้นต่ำของส่วนผสมคอนกรีต (โดยทั่วไปคือ 2,400-3,000 กิโลกรัม/ลูกบาศก์เมตร ทำให้มีความหนาแน่นของชั้นเคลือบ 1.5-ความหนาแน่นของน้ำทะเล 2.5 เท่า) และความหนาของชั้นเคลือบขั้นต่ำเพื่อต้านทานการพังทลายของอุทกสถิต โดยทั่วไปแล้วการเคลือบคอนกรีตจะถูกใช้โดยโรงสีท่อหรือโรงงานเคลือบเฉพาะก่อนการขนส่งไปยังภาชนะวาง และจะต้องไม่ลด OD ของท่อให้เกินค่าความคลาดเคลื่อนที่ระบุใน DNV-OS-F101 ตารางที่ 7-1

คำถามที่ 7: ข้อกำหนด PMI ใดบ้างที่นำไปใช้กับวัสดุ CRA นอกชายฝั่งภายใต้ DNV-OS-F101

DNV-OS-F101 กำหนดให้การทดสอบ PMI (การระบุวัสดุที่เป็นบวก) 100% โดยใช้สเปกโตรมิเตอร์เอ็กซ์-เรย์ฟลูออเรสเซนซ์ (XRF) สำหรับวัสดุ CRA ทั้งหมด: 316L, 321, 347, สเตนเลสดูเพล็กซ์ (2205, 2507), สเตนเลสซูเปอร์ออสเทนนิติก (254 SMO) และโลหะผสมนิกเกิล (Inconel 625, 825, แฮสเตลลอย C-276, โมเนล 400) นอกจากนี้ PMI ยังจำเป็นสำหรับเหล็กกล้าคาร์บอนที่ให้บริการเปรี้ยวเพื่อตรวจสอบว่าเกรดที่ถูกต้อง (เช่น X52M) ถูกส่งมาแทนที่จะเป็นเกรดมาตรฐานที่ไม่มีความต้านทาน H2S รายงาน PMI (แสดงองค์ประกอบองค์ประกอบที่จุดทดสอบ) จะต้องมาพร้อมกับ EN 10204 3.1 MTC JN Alloy ให้ PMI 100% สำหรับการจัดหา CRA นอกชายฝั่งทั้งหมด

คำถามที่ 8: ท่อส่งนอกชายฝั่ง PSL 3 จำเป็นต้องมีการทดสอบกลไกการแตกหักแบบใดบ้าง

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 มม. ที่อุณหภูมิการออกแบบเป็นข้อกำหนดทั่วไปของโครงการ สำหรับการเชื่อมเส้นรอบวง: โดยทั่วไปจะระบุการทดสอบ CTOD ของโลหะเชื่อมและ HAZ ที่อุณหภูมิการออกแบบและที่ -20 องศาเซลเซียส (เพื่อจำลองอุณหภูมิต่ำสุดระหว่างการทดสอบไฮโดรเทสติ้ง) การทดสอบรอยบากแบบ Charpy V- ใช้เป็นตัวแทนเมื่อข้อมูล CTOD ไม่พร้อมใช้งานสำหรับไปป์ไลน์ที่มีผนังบางกว่า (ผนัง < 15 มม.)

คำถามที่ 9: JN Alloy สนับสนุนโปรเจ็กต์ไปป์ไลน์ DNV-OS-F101 อย่างไร

JN Alloy จัดหาวัสดุที่ตรงตามข้อกำหนดด้านวัสดุของ DNV-OS-F101 สำหรับโครงการท่อส่งใต้น้ำทั่วโลก: (1) ท่อส่งเหล็กกล้าคาร์บอน API 5L PSL 2 (X42M ถึง X80M) พร้อม EN 10204 3.1 MTC; (2) หน้าแปลน ข้อต่อ และการตีขึ้นรูป CRA ใน 316L, 2205 duplex, Inconel 625 และ Hastelloy C-276 พร้อมการตรวจสอบย้อนกลับอย่างสมบูรณ์และการรับรอง PMI (3) วัสดุสิ้นเปลืองการเชื่อมและวัสดุสิ้นเปลืองในการผลิต (ลวดตัวเติม ERNiCrMo-3, ER316L) สำหรับการซ้อนทับการเชื่อม CRA; (4) เอกสารประกอบ: EN 10204 3.1 จดหมายปฏิบัติตามข้อกำหนด MTC, NACE MR0175/ISO 15156-3, รายงาน PMI และการประสานงานการตรวจสอบโดยบุคคลที่สาม ติดต่อ: jnalloy123@gmail.com หรือ +86 193 3990 0211.