Tubería de acero API 5L X65 LSAW: Capacidades de fabricación y especificaciones del producto

¿Por qué elegir Womic Steel para la sierra LSAW X65?

● El proceso UOE ofrece una redondez del diámetro exterior de ±0,2 %, fundamental para la resistencia al colapso en aguas profundas.

● Servicio en ambientes corrosivos certificado con capacidad HIC/SSC y PWHT.

● Pruebas de impacto a baja temperatura de hasta -60 °C y CTOD para el estudio de la mecánica de fractura.

● Monograma API 5L + aprobación DNV para uso en alta mar.

● Más de 1200 km de oleoductos X65 suministrados a nivel mundial.

● Inspección por terceros a cargo de DNV, ABS, BV, SGS, TÜV

Preguntas frecuentes:

P: ¿Cuál es la diferencia entre X65 y X60 para oleoductos submarinos?
A: El acero X65 ofrece un límite elástico un 8 % superior (450 frente a 415 MPa), lo que permite paredes ligeramente más delgadas. Para aguas profundas (≥ 1000 m), el X65 suele ser la opción preferida por su mayor resistencia al colapso y su mejor comportamiento ante la fatiga. Sin embargo, el X65 requiere procedimientos de soldadura más rigurosos y es más sensible al agrietamiento por hidrógeno. Para profundidades inferiores a 500 m, el X60 puede resultar más económico.

P: ¿Pueden suministrar X65 con pruebas CTOD para tuberías ascendentes marinas?
R: Sí. Realizamos pruebas CTOD según BS 7448 o ASTM E1820 a temperaturas específicas (normalmente -20 °C o -46 °C). Valores mínimos de CTOD: 0,25 mm para metal de soldadura, 0,30 mm para HAZ. Hemos suministrado X65 probado con CTOD a北海y proyectos en alta mar en el sudeste asiático.

P: ¿Cuál es el espesor máximo de pared para la tubería LSAW X65?
A: JCOE/UOE máx. 50,8 mm, chapa laminada de costura simple de hasta 70 mm, chapa laminada de costura doble de hasta 80 mm. Para espesores de pared > 50,8 mm, el tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) es obligatorio. Recientemente suministramos X65 de 1016 mm de diámetro exterior × 60 mm de espesor de pared para una tubería de CO₂ de alta presión.

P: ¿Cómo se garantiza la resistencia a la corrosión en la zona afectada por el calor (ZAC) para la soldadura en campo con X65?
A: Controlamos la composición química de la placa (CEV bajo, ≤ 0,40 %), el aporte térmico durante la soldadura por arco sumergido (SAW) (≤ 2,5 kJ/mm) y la temperatura entre pasadas (≤ 200 °C). Ofrecemos recomendaciones para la cualificación del procedimiento de soldadura (WPQ) a nuestros clientes y podemos suministrar muestras de consumibles de soldadura. Impacto Charpy típico en la zona afectada por el calor (ZAC) a -20 °C: 120-200 J.

P: ¿Es X65 apto para servicio con sustancias ácidas (H₂S)?
R: Sí, pero requiere PSL2 con CEV bajo (≤ 0,40 %), PWHT para todos los espesores de pared ≥ 20 mm, dureza ≤ 85 HRB y pruebas HIC/SSC. Womic ha suministrado X65 para servicio en ambientes corrosivos a Oriente Medio (30 ppm de H₂S) y Canadá (gas corrosivo).

P: ¿Cuál es el plazo de entrega típico para la tubería X65 LSAW?
A: X65 PSL1 estándar: 40-55 días. X65 PSL2 con servicio en ambientes corrosivos y tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT): 60-80 días. Pedidos urgentes (30-45 días) para cantidades inferiores a 2000 toneladas son posibles si las placas están en stock.

Referencia del proyecto: Gasoducto de exportación de gas en aguas profundas del Mar del Norte

País:Noruega (Mar del Norte, zona del yacimiento de Balder)
Estándar y grado:API 5L X65 PSL2 con requisitos para servicio en ambientes corrosivos y CTOD.
Dimensiones y cantidad:

● Diámetro exterior 610 mm (24″) × Espesor de pared 22,2 mm – 28.000 metros (aprox. 9.200 toneladas) fabricados mediante el proceso UOE

● OD 610 mm (24″) × WT 25,4 mm – 6.000 metros (aprox. 2.300 toneladas) fabricado mediante el proceso UOE (pared más gruesa para la sección ascendente)

● OD 813 mm (32″) × WT 30,0 mm – 4.000 metros (aprox. 2.500 toneladas) fabricado con chapa laminada de una sola costura (para acceso a la costa)
Total:38.000 metros (38 km), aproximadamente 14.000 toneladas

Presupuesto:Recubrimiento externo 3LPP (espesor total de 3,5 mm) para servicio a alta temperatura (110 °C), extremos biselados 30° / cara de raíz de 1,6 mm con protectores de bisel de acero inoxidable, prueba hidrostática a 22,5 MPa (presión de diseño 17,0 MPa). Impacto Charpy obligatorio a -20 °C (mín. 50 J, alcanzado 120-200 J) y a -46 °C (mín. 27 J, alcanzado 80-150 J). Prueba CTOD según BS 7448 a -20 °C – aceptación: metal de soldadura ≥ 0,25 mm, HAZ ≥ 0,30 mm. HIC según NACE TM0284 (Solución A, 96 h) – aceptación: CLR 0 %, CTR 0 %, CSR 0 %. SSC según NACE TM0177 – sin agrietamiento. PWHT aplicado a todas las tuberías debido al servicio en ambientes corrosivos. Inspección ultrasónica al 100% con TOFD y análisis ultrasónico de cuerpo completo (no solo de la costura). Inspección externa DNV durante todo el proceso de producción.

Solicitud:Gasoducto de exportación en aguas profundas desde el yacimiento de Balder (profundidad del agua: 800-1200 m) hasta una terminal receptora en tierra en Noruega. El gasoducto de 38 km incluye un tramo de tubería ascendente dinámica (2 km, 25,4 mm de espesor de pared) y un acceso costero a través de terreno rocoso (4 km, 30 mm de espesor de pared, de chapa laminada).

Desafíos y soluciones técnicas:

● Resistencia al colapso en aguas profundas– Una profundidad de agua de hasta 1200 m impone una presión externa de 12,5 MPa. La tubería UOE de 24″ × 22,2 mm debía cumplir con una presión de colapso ≥ 25 MPa (factor de seguridad 2). Womic fabricó tuberías UOE con una ovalidad ≤ 0,2 % (medida entre 0,15 % y 0,18 %) y una tensión residual ≤ 35 % SMYS. Realizamos un análisis de elementos finitos (FEA) de los parámetros de fabricación y lo validamos con pruebas de presión de colapso en dos muestras a escala real (alcanzando 28,5 MPa y 29,2 MPa).

● Servicio agrio con alto contenido de H₂S– El gas contiene 50 ppm de H₂S a una temperatura de operación de 90 °C. Womic seleccionó placas de bajo carbono (C ≤ 0,07 %), bajo manganeso (Mn ≤ 1,40 %), bajo azufre (S ≤ 0,002 %) con tratamiento de calcio. El CEV se mantuvo en 0,35-0,38 %. Se aplicó PWHT a todas las tuberías (remojo a 600 °C ± 10 °C, mantenimiento de 1,5 horas). Dureza después del PWHT: metal base 78-84 HRB, soldadura 82-86 HRB, HAZ 80-84 HRB. Las pruebas HIC y SSC se superaron sin fisuras.

● Tenacidad a la fractura CTOD para elevadorLa sección dinámica del elevador requiere una alta tenacidad a la fractura para soportar la carga de las olas. Womic realizó pruebas CTOD en el metal de soldadura y la zona afectada por el calor (ZAC) a -20 °C. Resultados: metal de soldadura de 0,35 a 0,55 mm (se requiere ≥ 0,25 mm), ZAC de 0,40 a 0,70 mm (se requiere ≥ 0,30 mm). También realizamos una prueba Charpy a baja temperatura a -46 °C (promedio de 110 J). DNV presenció todas las pruebas CTOD.

● Recubrimiento de alta temperatura (3LPP)– Temperatura de funcionamiento 90 °C, con un pico de 110 °C durante el cierre. El 3LPE (polietileno) estándar está limitado a 80 °C. Womic aplicó un recubrimiento de 3LPP (polipropileno) con un espesor de 3,5 mm (capa superior 2,5 mm + adhesivo 0,5 mm + FBE 0,5 mm). El recubrimiento superó la prueba de desprendimiento catódico a 110 °C (radio de desprendimiento ≤ 8 mm después de 28 días). La resistencia al despegue a 110 °C se midió en 60 N/cm (mínimo 50 N/cm).

● Tolerancias dimensionales extremas para la instalación de bobinasLa tubería se instaló mediante el método de enrollado en carrete (la tubería se enrolla en un depósito). Esto requiere un control de ovalidad extremo (≤ 0,2 %) y una altura de refuerzo de soldadura ≤ 0,5 mm. El proceso UOE de Womic logró una ovalidad de 0,15-0,18 %. Las tapas de soldadura se rectificaron a una altura ≤ 0,3 mm. Todas las tuberías superaron una prueba especial de enrollado: 10 ciclos de enrollado a escala completa sin agrietarse.

● Logística a NoruegaLas tuberías se transportaron desde Shanghái a Stavanger, Noruega, en un buque de carga general (especializado en el transporte de tuberías). La travesía invernal por el Mar del Norte requirió embalaje anticondensación. Womic utilizó bolsas VCI (inhibidor de corrosión por vapor) y desecantes de gel de sílice en el interior de las tapas. Las 14.000 toneladas llegaron sin corrosión ni daños en el revestimiento.

Resultado:El gasoducto de exportación del yacimiento de Balder se instaló en el tercer trimestre de 2024. La instalación mediante tendido por bobinado (realizada por una importante empresa contratista offshore) no registró fallos en el cuerpo de la tubería ni en las soldaduras durante el enrollado y el despliegue. Los 38 km superaron las pruebas de presión en el lecho marino. El cliente (un importante operador noruego) otorgó a Womic Steel un premio a la excelencia en el servicio, destacando su excepcional consistencia dimensional y sus excelentes resultados en la prueba CTOD. Womic es ahora un proveedor homologado para dos proyectos adicionales de interconexión en el Mar del Norte.

Contacto:
Sitio web: www.womicsteel.com
Correo electrónico: sales@womicsteel.com

Teléfono / WhatsApp / WeChat:
Víctor: +86 15575100681
Jack: +86 18390957568

Womic Steel: su socio de confianza para tuberías API 5L X65 LSAW para oleoductos marinos de aguas profundas, líneas troncales de gas de alta presión, servicio en ambientes corrosivos y aplicaciones árticas en todo el mundo.