1. Womic Steel: Capacidades de fabricación y solidez de la empresa para el servicio en ambientes corrosivos X65
Womic Steel Group opera líneas de producción dedicadas a tuberías LSAW de alta resistencia para servicio en ambientes corrosivos. El servicio en ambientes corrosivos X65 es más exigente que el X52 debido a sus mayores requisitos de resistencia y tenacidad. Los controles clave incluyen:
● Bajo equivalente de carbono (CEV ≤ 0,40 %, típico ≤ 0,38 %)
● Contenido ultrabajo de azufre (S ≤ 0,0015%) y fósforo (P ≤ 0,015%)
● Tratamiento con calcio para el control de la forma de las inclusiones (relación Ca/S ≥ 1,5)
● Placas de enfriamiento acelerado (TMCP) para lograr una microestructura de ferrita acicular.
● Tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) para todas las tuberías, independientemente del espesor de pared.
● Prueba de dureza al 100 % (soldadura, ZAC, metal base) – objetivo ≤ 85 HRB
● Pruebas HIC y SSC según las normas NACE con aceptación de cero fisuras para muchos proyectos.
Procesos de producción: JCOE, UOE (preferible debido a su menor tensión residual), chapa laminada, todos con tratamiento térmico posterior a la soldadura obligatorio en horno de fondo de carro (12 m de longitud, 600 °C ± 10 °C). Inspección por terceros a cargo de SGS, BV, TÜV, DNV, ABS o LR para la certificación completa de servicio en ambientes corrosivos.
Capacidad anual de servicio de gas ácido X65 LSAW:25.000 toneladas.
Flexibilidad de producción para servicio en ambientes corrosivos X65:
● JCOE: 406–1422 mm DE × 6,0–50,8 mm WT × ≤ 18 m
● UOE: 508–1220 mm DE × 6,0–40,0 mm WT × ≤ 24 m (preferible para suelos ácidos debido a la menor tensión residual)
● Chapa laminada: 600–1600 mm de diámetro exterior × 25–60 mm de espesor de pared × ≤ 12 m
● Tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) aplicado a cada tubería (remojo a 600 °C ± 10 °C, mantener 1 hora por cada 25 mm de espesor, enfriamiento lento ≤ 200 °C/hora)
2. API 5L X65 PSL2 para servicio en ambientes corrosivos: Composición del material y características de rendimiento
Para el servicio en ambientes corrosivos X65, la composición química es más estricta que la del PSL2 estándar y también más estricta que la del X52. El objetivo es lograr una alta resistencia (rendimiento de 450 MPa) manteniendo una excelente resistencia a la corrosión intergranular (HIC) y a la corrosión bajo tensión (SSC).
Composición química (análisis de cuchara, valores típicos para servicio en ambientes ácidos):
| Elemento | PSL2 estándar máximo | Objetivo de servicio ácido X65 (Womic) |
| C | 0,12 | ≤ 0,08 (típico 0,05-0,07) |
| Mn | 1.60 | ≤ 1,40 (típico 1,20-1,35) |
| P | 0,025 | ≤ 0,015 |
| S | 0,015 | ≤ 0,0015 (0,0010 típico) |
| Si | 0,45 | 0,20-0,35 |
| V | 0,10 | ≤ 0,06 |
| Nb | 0,05 | 0,04-0,07 |
| Ti | 0,04 | ≤ 0,025 |
| Mo | No especificado | ≤ 0,30 (para los ácidos, a menudo 0,15-0,25) |
| Ni | No especificado | ≤ 0,50 (opcional para bajas temperaturas) |
| CEV | ≤ 0,43 | ≤ 0,40 (típico ≤ 0,38) |
| PCM | ≤ 0,25 | ≤ 0,22 |
El tratamiento con calcio (relación Ca/S ≥ 1,5) garantiza inclusiones globulares de sulfuro. La adición de molibdeno mejora la resistencia a la corrosión bajo tensión en niveles de resistencia más elevados.
Propiedades mecánicas (después del tratamiento térmico posterior a la soldadura):
| Propiedad | X65 PSL2 Servicio agrio (Womic) |
| Límite elástico (mín.) | 450 MPa (65.300 psi) |
| Límite elástico (máx.) | 570 MPa (82.700 psi) |
| Resistencia a la tracción (mín.) | 535 MPa (77.600 psi) |
| Alargamiento (min) | 19% |
| Dureza (máx.)-muchos proyectos | 85 HRB (Womic alcanza 78-85 HRB) |
| Resistencia al impacto a -20 °C (opcional) | ≥ 27 J (típico 80-150 J) |
| Resistencia al impacto a -46 °C (opcional) | ≥ 27 J (típico 60-100 J) |
Pruebas obligatorias para el servicio en ambientes corrosivos X65:
● HIC según NACE TM0284 (Solución A, 96 h)-Aceptación: CLR ≤ 5%, CTR ≤ 1,5%, CSR ≤ 0,5% (muchos proyectos requieren 0%)
● SSC según NACE TM0177 (Método A, 720 h, 90 % SMYS)-sin grietas
● La dureza se mide a lo largo de la soldadura, la zona afectada por el calor (ZAC) y el metal base (máximo 85 HRB).
● Ensayo Charpy con muesca en V a 0 °C o menos (normalmente 27 J/min)
● DWTT (para el control de fracturas, si se especifica)
3. Rango dimensional y cumplimiento de normas
| Artículo | Especificación |
| Estándar | API 5L PSL2 con suplemento para servicio ácido |
| NACE | NACE MR0175 / ISO 15156 (última edición) |
| Procesos de fabricación | JCOE, UOE, chapa laminada (todos con tratamiento térmico posterior a la soldadura) |
| Rango de diámetro exterior | 219 mm-1600 mm (8″)-63″) |
| Rango de espesor de pared | 6,0 mm-60 mm (JCOE/UOE máx. 50,8 mm, chapa laminada máx. 60 mm) |
| Rango de longitud | 6m -18 m estándar; hasta 24 m (UOE) |
| Fin | Extremo biselado (BE) según API 5L |
| Acabado superficial | Sin recubrimiento, 3LPE, 3LPP, FBE (los recubrimientos deben estar calificados para servicio en ambientes corrosivos) |
| Tolerancias | Diámetro exterior: ±0,5%; Peso: -0% / +15%; Longitud: +50 mm / -0 mm |
4. Dimensiones y especificaciones disponibles: tubería de acero LSAW API 5L X65 PSL2 para servicio en ambientes corrosivos.
| Diámetro exterior (mm) | Opciones de WT (mm) | Proceso | Peso aproximado (kg/m) | Longitud estándar | Características del servicio agrio |
| 219 | 6.4, 8.0, 10.0, 12.5 | JCOE | 33.6-63.6 | 12 metros | Prueba PWHT, HIC |
| 273 | 8.0, 10.0, 12.5, 14.0, 16.0 | JCOE | 52.3-101.5 | 12 m / 18 m | Dureza ≤ 85 HRB |
| 324 | 10.0, 12.5, 14.0, 16.0, 19.0 | JCOE | 77.4-142.8 | 12 m / 18 m | CEV ≤ 0,40, Mo añadido |
| 406 | 10.0, 12.5, 14.0, 16.0, 19.0, 22.0 | JCOE/UOE | 97.7-208.4 | 12 m / 18 m | Se ha probado el SSC |
| 508 | 12,5, 14,0, 16,0, 19,0, 22,0, 25,4 | UOE | 152,7-302.3 | 12 m / 18 m / 24 m | Recorrido de dureza completa |
| 610 | 14.0, 16.0, 19.0, 22.0, 25.4, 28.0 | UOE | 205.8-401.8 | 12 m / 18 m / 24 m | HIC CLR 0% típico |
| 711 | 16.0, 19.0, 22.0, 25.4, 28.0, 31.8 | UOE/JCOE | 274.3-532.9 | 12 m / 18 m | Tratamiento térmico posterior a la soldadura obligatorio |
| 813 | 19.0, 22.0, 25.4, 30.0, 32.0, 35.0 | JCOE | 372.1-671.4 | 12 m / 18 m | NACE MR0175 |
| 914 | 22.0, 25.4, 30.0, 35.0, 38.0, 40.0 | JCOE/Rolled | 484.3-862.0 | 12 metros | S bajo (≤ 0,0015%) |
| 1.016 | 25,4, 30,0, 35,0, 40,0, 45,0, 50,0 | Arrollado | 619.9-1.191,7 | 12 metros | Ca tratado, Mo hasta 0,25% |
| 1.220 | 30.0, 35.0, 40.0, 45.0, 50.0, 55.0 | Arrollado | 880.9-1.577,8 | 12 metros | Aguas profundas agrias |
Todas las tuberías X65 para servicio en ambientes corrosivos reciben tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT), independientemente del espesor de la pared. Se prefiere el tratamiento UOE para diámetros ≤ 1220 mm debido a su control superior de las tensiones residuales.
5. Normas comunes para tuberías de alta resistencia para servicio en ambientes corrosivos
| Estándar | Solicitud | Requisitos de prueba |
| API 5L PSL2 + Anexo H | Tubería de línea de servicio ácida | HIC, SSC, dureza ≤ 90 HRB |
| NACE MR0175 / ISO 15156 | Materiales para entornos con H₂S | Límites de dureza y química |
| NACE TM0284 | Método de prueba HIC | CLR, CTR, CSR |
| NACE TM0177 | Método de prueba SSC (Método A, B, C, D) | Sin grietas |
| DNV-OS-F101 (suplemento ácido) | Oleoductos submarinos de gas ácido | CTOD adicional y fatiga |
| Shell DEP 31.40.30.31 | Servicio de aguas profundas ácidas | Dureza más estricta (≤ 85 HRB) |
Resumen de uso:Tuberías troncales de gas ácido a alta presión, oleoductos de petróleo ácido en aguas profundas, servicio ácido en alta mar, agua ácida de refinería, unidades de aminas, inyección de gas ácido, CCS con H₂S.
6. Proceso de fabricación - LSAW para servicio en ambiente ácido X65 PSL2
El servicio X65 para ambientes corrosivos requiere placas TMCP avanzadas y un control de proceso extremadamente riguroso.
Selección de platos:
● Bajo contenido de carbono (≤ 0,08%), bajo contenido de manganeso (≤ 1,40%), contenido ultrabajo de azufre (≤ 0,0015%)
● Tratado con calcio (Ca/S ≥ 1,5)
● Adición de Mo (0,15-0,25%) para resistencia a SSC
● TMCP con enfriamiento acelerado-microestructura de ferrita acicular
JCOE / UOE Formación + Pasos específicos para la acidez:
●Fresado de bordes -Precisión de ±0,5 mm, bisel en J para una mejor penetración de la soldadura.
●Formación -Se prefiere UOE (menor tensión residual). JCOE es aceptable para instalaciones terrestres.
●Soldadura por arco eléctrico -Aporte de calor ≤ 2,2 kJ/mm (inferior al estándar). Temperatura entre pasadas ≤ 150 °C.
●100% UT con TOFD -Más sensible que la ultrasonografía estándar.
●Tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) -Obligatorio para todos los servicios en ambientes corrosivos X65. Mantener a 580-600 °C (temperatura inferior a la del X52 para evitar la pérdida de resistencia). Mantener durante 1 hora por cada 25 mm de espesor. Enfriar en horno a ≤ 150 °C por hora.
●Expansión mecánica (UOE) -Limitado a 0,5-0,8% (frente a 1,5% para el estándar) para evitar el endurecimiento por deformación en frío.
●Pruebas de dureza -Tres recorridos completos por tubería (metal base, zona afectada por el calor, eje de soldadura). Máximo 85 HRB.
●Pruebas HIC -Según la solución A de NACE TM0284, 96 h. Muestras de los extremos de las tuberías.
●Pruebas SSC -Según el método A de NACE TM0177, 720 h al 90 % de SMYS.
Parámetros del horno PWHT para X65 Sour:
● Temperatura: 590 °C ± 10 °C (inferior a la del X52 para mantener su resistencia)
● Tiempo de remojo: 1 hora por cada 25 mm (mínimo 1 hora)
● Velocidad de enfriamiento: ≤ 150 °C por hora desde 590 °C hasta 300 °C
● Múltiples termopares en la superficie de la tubería
7. Control de calidad y pruebas para LSAW de servicio ácido X65
| Escenario | Inspección | Criterios de aceptación |
| Lámina | Química (OES) | C ≤ 0,08, S ≤ 0,0015 %, CEV ≤ 0,38, Mo 0,15-0,25 % |
| Lámina | Ultrasonido (laminación) | Sin laminaciones > 3 mm |
| Lámina | Ensayo de tracción + Charpy a -20 °C | Rendimiento ≥ 450 MPa, CVN ≥ 50 J |
| Soldar | 100% UT con TOFD | Sin indicaciones > 1,6 mm |
| Soldar | RT (mínimo 10%) | Sin grietas, falta de fusión |
| Después del tratamiento térmico posterior a la soldadura | Dureza (HRB)-BM, Soldadura, ZAC | ≤ 85 HRB (cada zona) |
| Finalizado | HIC (NACE TM0284) | CLR ≤ 2% (a menudo 0%), CTR ≤ 1%, CSR ≤ 0,5% |
| Finalizado | SSC (Método A de NACE TM0177, 720 h) | Sin grietas |
| Finalizado | Charpy a -20 °C o inferior | ≥ 27 J (mín), típico 80-150 J |
| Finalizado | De tensión | Límite elástico 450-570 MPa, resistencia a la tracción ≥ 535 MPa |
| Finalizado | Prueba hidrostática | 90-100% SMYS |
El paquete de documentación incluye: MTC Tipo 3.2, gráficos PWHT, mapas de dureza, informes HIC y SSC, registros UT/TOFD, certificados de prueba hidrostática.
8. Aplicaciones principales: tubería de acero LSAW API 5L X65 PSL2 para servicio en ambientes corrosivos.
●Tuberías troncales de gas natural ácido a alta presión -Transmisión a larga distancia a 10-15 MPa con H₂S de hasta 50 ppm.
● Oleoductos de aguas profundas para el transporte de petróleo agrio en alta mar -Tuberías submarinas en entornos con H₂S (pruebas UOE + CTOD)
● Tuberías de flujo de crudo ácido -Líneas de alta presión desde las cabezas de pozo hasta las instalaciones centrales.
● Tuberías de agua ácida de la refinería -Servicio de bisulfuro de amonio y H₂S (alta temperatura)
● Tuberías de la unidad de tratamiento de aminas -Amina rica y pobre (H₂S y CO₂)
● Pozos de inyección de gas ácido -Reinyección de mezclas de H₂S/CO₂ en zonas de eliminación
● Líneas de elevación de gas -Inyección de gas ácido para levantamiento artificial
● Tuberías de CCS con impurezas de H₂S -Captura y almacenamiento de carbono donde la corriente de CO₂ contiene H₂S
9. Embalaje y envío - Tubería LSAW X65 para servicio en ambientes corrosivos
El embalaje es idéntico al estándar de LSAW, pero con protección reforzada en los extremos (se recomiendan tapas de acero inoxidable para evitar la contaminación). La documentación incluye el expediente completo de calidad para servicio en ambientes corrosivos, además de los documentos de envío estándar.
10. Ventajas y preguntas frecuentes de Womic Steel - X65 PSL2 LSAW para servicio en ambientes corrosivos
¿Por qué elegir Womic Steel para el servicio en ambientes corrosivos X65?
● Horno dedicado para tratamiento térmico posterior a la soldadura (12 m de longitud) con control preciso de la temperatura (590 °C ± 10 °C)
● Pruebas internas de HIC y SSC (laboratorio acreditado por CNAS)
● Placas aleadas con Mo para una resistencia superior a la corrosión bajo tensión.
● Proceso UOE para una menor tensión residual (preferible para suelos ácidos de aguas profundas)
● Pruebas de acidez supervisadas por terceros disponibles (SGS, BV, TÜV, DNV)
● Más de 300 km de tuberías X65 para servicio en ambientes corrosivos, suministradas a nivel mundial.
Preguntas frecuentes:
P: ¿Cuál es la diferencia entre el servicio ácido X52 y el servicio ácido X65?
A: El servicio en ambientes corrosivos X65 es más exigente. Requiere mayor resistencia (límite elástico de 450 MPa frente a 360 MPa) manteniendo límites de dureza iguales o más estrictos (≤ 85 HRB). Esto exige la adición de Mo (0,15-0,25 %), un control CEV más riguroso (≤ 0,38 % frente a ≤ 0,40 %) y, a menudo, una temperatura de tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) más baja (590 °C frente a 600 °C) para evitar la pérdida de resistencia. El X65 se especifica normalmente para tuberías de alta presión (> 10 MPa) y aplicaciones marinas en aguas profundas.
P: ¿Es obligatorio el tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) para todas las tuberías X65 de servicio en ambientes corrosivos, independientemente del espesor de la pared?
R: Sí, según la norma NACE MR0175 y las especificaciones de los principales operadores. Incluso para tuberías de 6,4 mm de espesor de pared, se requiere un tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) para alcanzar una dureza ≤ 85 HRB y aliviar las tensiones residuales. Womic aplica PWHT al 100 % de las tuberías X65 para servicio en ambientes corrosivos.
P: ¿Cuáles son los criterios de aceptación típicos de HIC para el servicio en ambientes corrosivos X65?
A: La norma NACE TM0284 permite CLR ≤ 5%, CTR ≤ 1,5% y CSR ≤ 0,5%. Sin embargo, la mayoría de los proyectos en aguas profundas y de alta integridad requieren CLR = 0% (sin fisuras). Las placas de azufre ultrabajo de Womic (S ≤ 0,0015%) y el tratamiento con calcio logran un CLR del 0% de forma consistente.
P: ¿Se pueden utilizar las tuberías X65 para servicio en ambientes corrosivos en entornos árticos o de bajas temperaturas?
R: Sí, con pruebas de impacto Charpy a baja temperatura adicionales. Womic puede suministrar X65 para servicio en ambientes corrosivos con pruebas de impacto a -20 °C, -40 °C o -46 °C (mínimo 27 J). Para servicio en ambientes corrosivos árticos, también ofrecemos DWTT (área de corte ≥ 85 % a la temperatura de prueba). Tenga en cuenta que el servicio a baja temperatura y en ambientes corrosivos requiere un diseño de aleación cuidadoso (adición de Ni, bajo CEV). Indique su temperatura de operación y presión parcial de H₂S para una evaluación de idoneidad.
P: ¿Cuál es la presión parcial máxima de H₂S para el servicio con fluidos corrosivos X65?
A: Según la norma NACE MR0175, el X65 es apto para servicio en ambientes corrosivos con una presión parcial de H₂S de hasta 0,3 psi (0,02 bar). Para presiones parciales más elevadas (p. ej., de 0,5 a 1,0 psi), se requiere una cualificación adicional (HIC con pH más bajo, SSC con mayor tensión). Womic ha cualificado el X65 para una presión parcial de H₂S de hasta 1,0 bar en proyectos específicos. Por favor, comparta sus condiciones de operación.
P: ¿Cuál es el plazo de entrega típico para el LSAW X65 para servicio en ambientes corrosivos?
R: De 80 a 120 días, dependiendo de la disponibilidad de placas de aleación de molibdeno (plazo de entrega de 8 a 12 semanas) y las pruebas HIC/SSC (de 4 a 6 semanas). Se pueden realizar pedidos urgentes (de 60 a 90 días) si las placas están en stock. Las pruebas supervisadas por terceros añaden de 1 a 2 semanas.
P: ¿Ofrecen pruebas CTOD para tuberías ascendentes ácidas X65 en alta mar?
R: Sí. Realizamos pruebas CTOD (Desplazamiento de Apertura de la Punta de la Grieta) según las normas BS 7448 o ASTM E1820 a temperaturas específicas (normalmente -20 °C o -46 °C). Valores mínimos de CTOD: metal de soldadura ≥ 0,25 mm, ZAC ≥ 0,30 mm. Hemos suministrado tuberías X65 resistentes a los ácidos, sometidas a pruebas CTOD, a proyectos en aguas profundas del Mar del Norte y el Golfo de México.
Referencia del proyecto-Gasoducto de gas ácido de la plataforma noroccidental (Australia)
País:Australia (Australia Occidental, Plataforma Noroccidental)
Estándar y grado:API 5L X65 PSL2 con suplemento para servicio en ambientes corrosivos según NACE MR0175; requisitos adicionales de CTOD y baja temperatura.
Dimensiones y cantidad:
● Diámetro exterior 610 mm (24″) × Ancho 15,9 mm-45.000 metros (aprox. 9.200 toneladas) fabricados mediante el proceso UOE.
● DE 610 mm (24") × PESO 19,0 mm-12.000 metros (aprox. 2.800 toneladas) fabricados mediante el proceso UOE (pared más gruesa para la sección ascendente).
● Diámetro exterior 813 mm (32″) × Ancho 22,2 mm-8.000 metros (aprox. 3.100 toneladas) fabricados mediante el proceso JCOE (sección terrestre)
Total:65.000 metros (65 km), aprox. 15.100 toneladas
Presupuesto:Recubrimiento externo 3LPP (3,5 mm) para alta temperatura (95 °C), extremos biselados 30°/1,6 mm, prueba hidrostática a 18,0 MPa (presión de diseño 12,5 MPa). Impacto Charpy obligatorio a -20 °C (mín. 50 J, alcanzado 100-160 J). CTOD a -20 °C: metal de soldadura ≥ 0,25 mm, ZAC ≥ 0,30 mm (alcanzado 0,35-0,55 mm). HIC según NACE TM0284 Solución A, 96 h-Aceptación: CLR = 0%, CTR = 0%, CSR = 0%. SSC según el método A de NACE TM0177, 720 h al 90% de SMYS.-Sin fisuras. Dureza máxima de 85 HRB. Tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) aplicado a todas las tuberías (remojo a 590 °C ± 10 °C durante 1,5 horas). 100 % UT con TOFD más 20 % RT. Inspección por terceros a cargo de DNV Australia.
Solicitud:Gasoducto para gas ácido que transporta gas natural desde yacimientos marinos (con un contenido de H₂S de 15 a 25 ppm) hasta una planta de GNL en tierra. El gasoducto, de 65 km de longitud, incluye un tramo submarino en aguas profundas (200-300 m de profundidad) y un tramo terrestre que atraviesa suelo corrosivo. Opera a 95 °C y 12,5 MPa.
Desafíos y soluciones técnicas:
● Alta temperatura (95 °C) combinada con servicio ácido -La mayoría de las tuberías de servicio en ambientes corrosivos operan por debajo de 80 °C. A 95 °C, la norma NACE MR0175 impone límites más estrictos en cuanto a dureza y selección de materiales. Womic seleccionó placas aleadas con molibdeno (0,20-0,25 % de Mo) y utilizó un recubrimiento 3LPP (polipropileno, con una clasificación de hasta 120 °C) en lugar de 3LPE (limitado a 80 °C). La temperatura del tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) se redujo a 580 °C para evitar el sobrecalentamiento. Dureza después del PWHT: metal base 78-82 HRB, soldadura 80-84 HRB.-dentro de los límites.
● Requisito HIC de cero grietas -El cliente requería CLR = 0% (sin grietas HIC). Womic utilizó placas de azufre ultrabajo (S ≤ 0,0008%) con una relación Ca/S de 2,2. Tras el tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT), las pruebas HIC realizadas en 20 muestras (4 por colada) mostraron CLR 0%, CTR 0% y CSR 0%. El análisis microestructural reveló únicamente sulfuros globulares (sin MnS alargado).
● Tenacidad a la fractura CTOD para tuberías ascendentes marinas -El tramo ascendente (12 km) requirió pruebas CTOD a -20 °C. Womic realizó pruebas CTOD en el metal de soldadura y la zona afectada por el calor (ZAC). Resultados: metal de soldadura de 0,40 a 0,55 mm, ZAC de 0,45 a 0,70 mm (muy por encima de 0,25 mm/0,30 mm). También proporcionamos recomendaciones para la cualificación completa del procedimiento de soldadura (WPQ) para la soldadura circunferencial en campo.
● Adhesión del recubrimiento de alta temperatura (3LPP) -El recubrimiento 3LPP requiere imprimación FBE (epoxi) y capa superior de polipropileno. Womic aplicó el recubrimiento en un taller con temperatura controlada. La resistencia al despegue a 95 °C se midió en 75 N/cm (mínimo 50 N/cm). El despegue catódico a 95 °C después de 28 días presenta un radio ≤ 6 mm.
● Logística para zonas remotas de Australia Occidental -Las tuberías se transportaron desde Shanghái hasta el puerto de Dampier (Australia Occidental) en un buque de carga general (viaje de 28 días). Debido a la temporada de ciclones, dos envíos sufrieron retrasos. Womic ajustó el cronograma de producción para consolidar los envíos y evitar sobrestadías. Las 15 100 toneladas se entregaron dentro del plazo previsto.
● Resultado:El gasoducto de gas ácido entró en funcionamiento en el primer trimestre de 2025. Tras 18 meses de operación, la inspección en línea (ILI) no detectó anomalías relacionadas con HIC ni SSC. El operador ha aprobado a Womic Steel como proveedor cualificado para futuros proyectos de expansión de gas ácido en la plataforma noroccidental.
Contacto:
Sitio web: www.womicsteel.com
Correo electrónico: sales@womicsteel.com
Teléfono / WhatsApp / WeChat:
Víctor: +86 15575100681
Jack: +86 18390957568
Acero femenino-Su socio de confianza para tuberías de acero LSAW API 5L X65 PSL2 para servicio en ambientes ácidos, destinadas a líneas troncales de gas ácido a alta presión, oleoductos submarinos en aguas profundas y aplicaciones de servicio ácido en todo el mundo.
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