DNV-OS-F101 para sistemas de dutos submarinos: requisitos de materiais e testes

Introdução

Uma falha em uma tubulação submarina custa vidas, contamina o ambiente marinho e custa centenas de milhões de dólares em perdas de produção. A seleção e os testes de materiais não são etapas de qualidade opcionais -, eles são a linha de frente da defesa. DNV-OS-F101 é o padrão offshore abrangente usado por operadores, empreiteiros de EPCI e sociedades de classificação em todo o mundo para governar o projeto, materiais, fabricação, testes e operação de sistemas de dutos submarinos. Este artigo explica o padrão na íntegra - o que ele cobre, o que exige e como se aplica aos materiais de aço inoxidável e liga de níquel que a JN Alloy fornece para a indústria offshore.

Dutos submarinos transportam hidrocarbonetos de poços submarinos para plataformas offshore ou terminais terrestres através de distâncias que podem exceder 100 quilômetros. Eles operam sob tensões mecânicas, térmicas e químicas simultâneas: pressão interna do produto, pressão hidrostática externa da coluna de água, tensões do fundo do mar decorrentes do assentamento e soterramento, expansão térmica e meios corrosivos (H2S, CO2, cloretos). Uma única tubulação pode ser exposta à água do mar a 4°C na parte externa enquanto transporta hidrocarbonetos a 60°C no interior - ao longo de uma vida útil projetada de 20 a 50 anos.

DNV-OS-F101 (edição atual: 2023, anteriormente DNVGL-OS-F101 após a fusão DNV-GL, originalmente DNV-OS-F101 da Det Norske Veritas) é estruturado como um padrão de ciclo de vida completo harmonizado com ISO 13623. Ele se aplica a tubulações de aço rígido e risers associados, e classifica os materiais em três grupos: aços carbono-manganês para a maioria dos dutos, ligas resistentes à corrosão (CRAs) para serviços ácidos e água do mar, e tubos revestidos/revestidos para ambientes corrosivos específicos. Cada grupo tem requisitos distintos de qualificação de materiais, testes e documentação.

[Fonte] DNV-OS-F101:2023, Sistemas de Oleodutos Submarinos; ISO 13623:2017, Indústrias de petróleo e gás natural - Sistemas de transporte por dutos.

Escopo e estrutura do sistema operacional-da DNV-F101

[Fonte] DNV-OS-F101:2023 Índice; Site da DNV.

Três grupos de materiais sob DNV-OS-F101

Os aços carbono manganês (C{0}}Mn) constituem aproximadamente 95% de todos os quilômetros de dutos submarinos. Eles são especificados pela API 5L (PSL 2 para offshore) com requisitos suplementares da DNV. O tubo pode ser sem costura (SMLS) ou soldado (HFW, UOE). A escolha do processo de fabricação afeta a tenacidade HAZ e a resistência SSC em serviço ácido.

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 na temperatura de projeto), teor máximo de S (< 0.003% for longitudinal seam welds in HFW pipe), and hardness limits (max 250 HV in weld HAZ for sour service).

[Fonte] API 5L:2022 (46ª edição) PSL 2; DNV-OS-F101:2023 Tabela 5-1.

Aços para serviços ácidos (aços C-Mn resistentes a H2S-)

Quando o fluido da tubulação contém H2S acima do limite de pressão parcial definido na NACE MR0175/ISO 15156-3, a tubulação entra em "serviço ácido" - exigindo materiais que resistam à rachadura por tensão por sulfeto (SSC) e à rachadura induzida por hidrogênio (HIC). O-OS-F101 da DNV determina que os pipelines de serviços ácidos usem aços C-Mn com o sufixo "M" (por exemplo, X52M, X65M) da API 5L PSL 2, que possuem química controlada, baixa dureza e testes HIC e SSC documentados.

Para pipelines de serviço ácido sob DNV-OS-F101: o aço deve ser API 5L PSL 2 com o sufixo M- (por exemplo, X52M a X80M). A dureza máxima na ZTA de solda é 250 HV (Vickers) de acordo com NACE MR0175/ISO 15156-3. Teste HIC de acordo com NACE TM0284 com 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.

Ligas Resistentes à Corrosão (CRAs) - Aços Inoxidáveis ​​e Ligas de Níquel

CRAs -aços inoxidáveis ​​e ligas de níquel- são especificados quando o fluido é muito corrosivo para o aço carbono, quando o serviço de água do mar exige resistência ao cloreto ou quando a temperatura operacional excede os limites do aço carbono. DNV-OS-F101 não exige classificações específicas de CRA; em vez disso, estabelece critérios de desempenho (PREN, química, propriedades mecânicas) e exige testes de qualificação para cada aplicação CRA.

[Fonte] DNV-OS-F101:2023 seg. 5; PREN=Cr + 3.3xMo + 16xN (valores nominais, o PREN real varia de acordo com a química).

PONTO CHAVE:Para aços inoxidáveis ​​austeníticos e ligas de níquel sob DNV-OS-F101, não existe uma única "classe aprovada pela DNV-". Em vez disso, o projetista seleciona a liga com base no critério PREN e a confirma por meio de testes de qualificação do material. O material deve ser fornecido com rastreabilidade total (número de calor, química, resultados de testes mecânicos) em um Certificado de Teste de Moinho EN 10204 3.1.

Requisitos de propriedade mecânica por grupo de materiais

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

Requisitos de espessura de parede e limites D/t

DNV-OS-F101 define limites na proporção de diâmetro-para-espessura (D/t) com base na condição do projeto. Tubos de alto D/t são mais suscetíveis à flambagem local sob cargas de flexão durante a instalação (colocação S-, assentamento J-) e condições operacionais.

Sob DNV-OS-F101: Para tubulações submarinas com 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.

[Fonte] DNV-SO-F101:2023 Seg. 5 / App. Cálculos de colapso; DNV-RP-F110.

Requisitos de junta de solda: resistência e dureza

A solda circunferencial é o ponto mais fraco em qualquer tubulação submarina. DNV-OS-F101 define requisitos de eficiência de junta de solda: a solda deve atingir pelo menos o SMYS do corpo do tubo no metal de solda e na ZTA. Para serviço ácido, a dureza Vickers máxima da HAZ é 250 HV, aplicada tanto pela DNV quanto pela NACE MR0175/ISO 15156-3.

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

Requisitos de teste de serviço ácido

O sulfeto de hidrogênio (H2S) é o principal causador da falha de materiais ácidos em serviços. Em pressões parciais acima de aproximadamente 0,3 kPa (0,05 psi), o H2S dissocia-se em íons HS- e S2- que promovem a absorção de hidrogênio no aço, causando dois modos de falha distintos: Fissuração por Tensão por Sulfeto (SSC) e Fissuração Induzida por Hidrogênio (HIC). Nenhum dos dois ocorre em pipelines de serviços doces, e é por isso que os pipelines de serviços ácidos exigem testes dedicados além dos testes mecânicos padrão.

Teste de craqueamento induzido por hidrogênio (HIC) - NACE TM0284

A HIC testa o aço (metal base, solda e HAZ) quanto à suscetibilidade a formação de bolhas e rachaduras graduais causadas pela formação de bolhas de hidrogênio em inclusões não{0}}metálicas (MnS, alumina) sob exposição ao H2S. O teste imerge uma amostra em solução NACE A (5% NaCl + 0.5% ácido acético, saturado com H2S) em temperatura ambiente por 96 horas.

Critérios de aceitação DNV-OS-F101 para HIC sob serviço ácido: Crack Length Ratio (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.

[Fonte] NACE TM0284-2016 + Item A:2022, Avaliação de aços para tubulações e vasos de pressão quanto à resistência à trinca induzida por hidrogênio-; DNV-SO-F101:2023.

Teste de rachadura por estresse por sulfeto (SSC) - NACE TM0177

O teste SSC avalia a suscetibilidade do aço à trinca sob tensão de tração em ambientes contendo H2S-. A amostra de curvatura de quatro{3}}pontos é carregada até um nível de tensão alvo (normalmente 80% SMYS ou a tensão real do projeto) e imersa na Solução NACE A (saturada com H2S-) na temperatura de projeto por 720 horas.

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% são inerentemente imunes a SSC-de acordo com NACE MR0175/ISO 15156-3 e não exigem testes de SSC - uma grande vantagem para tubulações de cabeça de poço de gás ácido em águas profundas. Os aços inoxidáveis ​​(316L, duplex) também são testados para SSC se especificados para serviço ácido.

[Fonte] NACE TM0177-2017 Método A (curvatura de quatro pontos); NACE MR0175/ISO 15156-3:2020.

Como o-OS-F101 da DNV classifica a gravidade do serviço Sour

[Fonte] DNV-OS-F101:2023 Tabela 5-2 / Anexo A; NACE MR0175/ISO 15156-3:2020 Tabela 1.

Teste de corrosão para materiais CRA

Para tubulações CRA expostas à água do mar (corrosão externa) ou água produzida (corrosão interna), o DNV-OS-F101 usa o número de equivalência de resistência à corrosão (PREN) como critério de triagem de primeira-ordem. O PREN é calculado como: PREN=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N (+ correção W para algumas notas). Um PREN mais alto indica maior resistência à corrosão-induzida por cloreto e à corrosão em fendas na água do mar e em fluidos produzidos-ricos em cloreto encontrados em campos offshore.

DNV-OS-F101 não exige um valor mínimo de PREN para todos os dutos CRA -, ele exige que o projetista justifique a liga selecionada para a concentração e temperatura específicas de cloreto. Como orientação prática: Água do mar em<= 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 >= 42 necessário (Inconel 625 ou superior). HCl concentrado ou enxofre elementar: Hastelloy C-276 (PREN ~52) necessário.

Teste de temperatura crítica de corrosão (CPT) - ASTM G150

Embora o PREN seja um cálculo teórico, o teste CPT (ASTM G150) fornece a temperatura real medida de início de pite em solução de FeCl3 a 6%. Isto é particularmente importante para aços inoxidáveis ​​duplex e ligas de níquel, onde o cálculo do PREN pode não capturar totalmente os benefícios do nitrogênio e do tungstênio.

[Fonte] Método de teste padrão ASTM G150-18 para testes eletroquímicos de temperatura de corrosão crítica; Dados PREN/CPT da Haynes International.

PREN x CPT: quando eles divergem - e por que o CPT é importante

A fórmula PREN (Cr + 3.3Mo + 16N) não leva em conta o tungstênio (W), que aumenta significativamente a resistência à corrosão em ligas de níquel como Hastelloy C-276 (W=3-4.5%). Uma fórmula PREN mais completa para ligas contendo W é: PRENw=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N + W. Usando esta fórmula: Hastelloy C-276 atinge PRENw=14.5 + 3.3x16 + 0 + 3.75=~71, excedendo em muito o PREN nominal de ~52. Isso explica por que o C-276 supera seu PREN nominal em ambientes concentrados de cloreto e ácido. Sempre use dados CPT (ASTM G150) para seleção final de material em serviços offshore críticos.

Testes hidrostáticos e testes de pressão{0}}em serviço

Cada tubulação submarina deve passar por um teste de pressão hidrostática (água) antes de ser comissionada. DNV-OS-F101 define a pressão de teste mínima como MAIOR de (a) 1,25 x pressão de projeto (DP) ou (b) a pressão necessária para demonstrar que a tensão do arco na pressão de teste não excede 95% de SMYS. Para testes em-serviço (re{8}}), o mínimo é reduzido para 1,1 x DP. O teste deve ser mantido por um tempo de espera suficiente para demonstrar a integridade-livre de vazamentos, normalmente de 4 a 24 horas, dependendo do comprimento do pipeline e da especificação do projeto.

[Fonte] DNV-OS-F101:2023 Sec. 11 (teste de pressão); ASME B31.4/B31.8 conforme referenciado.

Por que água, e não ar ou gás, para hidroteste

O-OS-F101 da DNV exige testes hidrostáticos com água (não ar comprimido ou gás) por motivos práticos e de segurança: a água é incompressível, portanto, uma ruptura de tubulação libera muito menos energia do que uma ruptura de gasoduto, reduzindo o risco de danos secundários durante o teste. A água também proporciona melhor detecção de vazamentos - até mesmo uma pequena infiltração é visível na água, enquanto os vazamentos de gás podem ser silenciosos e invisíveis. Para tubulações offshore, a água do mar é normalmente usada para o hidroteste inicial (após a instalação do coletor de hidroteste), seguido de desidratação e secagem com espuma PIG ou nitrogênio antes do comissionamento.

NOTA DE CORROSÃO:Após o hidroteste com água do mar, a tubulação deve ser totalmente desidratada e seca (até -ponto de orvalho de 20°C ou melhor) antes da introdução do fluido de produção. O cloreto residual da água do mar causa corrosão por pite no aço carbono e pode desencadear corrosão por subdepósito em CRAs.

Perguntas frequentes

A edição atual é DNV-OS-F101:2023. A norma é mantida pela DNV e atualizada aproximadamente a cada 5 anos, com alterações provisórias publicadas conforme necessário. A DNV também publica um documento consolidado de “Emendas e Correções” entre as edições. Os projetos deverão utilizar a edição vigente no momento da contratação, salvo acordo em contrário entre o operador e a sociedade classificadora. A edição 2023 incorpora critérios de projeto HPHT atualizados, critérios de aceitação de mecânica de fratura revisados ​​(alinhados com DNV-RP-C203) e requisitos de qualificação de materiais CRA esclarecidos.

P2: Posso usar a API 5L X65 PSL 2 em vez dos requisitos suplementares DNV-OS-F101?

API 5L PSL 2 por si só é insuficiente. DNV-OS-F101 complementa API 5L com requisitos adicionais: mínimos de energia de impacto Charpy (40 J transversal), limites de dureza para serviço ácido (250 HV HAZ), controles químicos (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.

P3: Qual é a diferença entre PSL 2 e PSL 3 no DNV-OS-F101?

PSL (nível de especificação de produto) é definido na API 5L, mas DNV-OS-F101 especifica qual PSL se aplica com base na gravidade do pipeline: PSL 2 é o mínimo para pipelines offshore padrão. O PSL 3 é necessário para: serviço ácido (H2S presente), dutos em águas profundas (profundidade da água > 500 m), campos HPHT e dutos em áreas ambientalmente sensíveis. O PSL 3 adiciona: tolerâncias mais rígidas às propriedades químicas e mecânicas, critérios de aceitação de END mais rigorosos, testes CTOD de juntas de solda, inspeção-de terceiros (Tipo 3.2 MTC) e cálculos de projeto de mecânica de fratura de acordo com DNV-RP-C203.

Q4: Quando um oleoduto submarino requer aço inoxidável ou liga de níquel em vez de aço carbono?

Três condições orientam a especificação CRA: (1) Serviço ácido - quando a pressão parcial de H2S excede o limite (aproximadamente 0,05 kPa), aço carbono com teste de H2S (X52M+) é o mínimo, mas para serviço ácido severo, é necessário tubo revestido com Inconel 625 ou CRA-; (2) Alto teor de cloreto - quando o cloreto da água produzida excede aproximadamente 30.000 ppm em temperaturas acima de 30 graus C, é necessário 316L ou aço inoxidável duplex; (3) A temperatura máxima de serviço do aço carbono - de alta temperatura é de aproximadamente 300 graus C (limitada pela fluência), acima da qual é necessário aço inoxidável 321/347 ou Inconel 625. A liga específica é selecionada pelo projetista da tubulação com base na composição do fluido, temperatura, pressão e vida útil do projeto.

Q5: Qual limite de dureza se aplica à ZTA de uma solda circunferencial em serviço ácido?

O DNV-OS-F101 exige uma dureza Vickers máxima de 250 HV na ZTA de solda para todas as tubulações de serviço ácido. Isso é aplicado pela norma e pela NACE MR0175/ISO 15156-3. A medição é feita a 0,5 mm da linha de fusão e em vários locais ao redor da circunferência da solda. Exceder 250 HV na ZTA requer PWHT (tratamento térmico pós{12}}soldagem a aproximadamente 600-650 graus C para aço carbono) para reduzir a dureza, seguido por testes de nova dureza para confirmar a conformidade.

P6: Como o DNV-OS-F101 lida com o revestimento de peso de concreto em tubulações submarinas?

Dutos submarinos são quase universalmente fornecidos com revestimento de concreto (CWC) para obter flutuabilidade neutra ou ligeiramente negativa - garantindo que o oleoduto fique seguro no fundo do mar sem o risco de flutuar. DNV-OS-F101 especifica a densidade mínima da mistura de concreto (normalmente 2.400-3.000 kg/m3, produzindo uma densidade de revestimento de 1,5-2,5x a densidade da água do mar) e a espessura mínima do revestimento para resistir ao colapso hidrostático. O revestimento de concreto é normalmente aplicado pela fábrica de tubos ou por uma planta de revestimento dedicada antes do transporte para a embarcação de assentamento e não deve reduzir o diâmetro externo do tubo além das tolerâncias especificadas na Tabela 7-1 da DNV-OS-F101.

P7: Quais requisitos do PMI se aplicam a materiais CRA offshore sob DNV-OS-F101?

DNV-OS-F101 requer 100% de testes de PMI (Identificação Positiva de Material) usando espectrometria de fluorescência de raios X (XRF) para todos os materiais CRA: 316L, 321, 347, aço inoxidável duplex (2205, 2507), aço inoxidável superaustenítico (254 SMO) e ligas de níquel (Inconel 625, 825, Hastelloy C-276, Monel 400). O PMI também é obrigatório para aços carbono para serviços ácidos para verificar se o grau correto (por exemplo, X52M) foi fornecido em vez de um grau padrão sem resistência ao H2S. O relatório do PMI (mostrando a composição elementar nos pontos de teste) deve acompanhar o EN 10204 3.1 MTC. JN Alloy fornece 100% PMI em todos os fornecimentos offshore de CRA.

P8: Quais testes de mecânica de fratura são necessários para dutos offshore PSL 3?

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 na temperatura de projeto é um requisito típico de projeto. Para soldas circunferenciais: o teste CTOD do metal de solda e HAZ na temperatura de projeto e a -20 graus C (para simular a temperatura mais baixa durante o hidroteste) é normalmente especificado. O teste Charpy V-notch é usado como substituto quando os dados CTOD não estão disponíveis para tubulações com paredes mais finas (parede < 15 mm).

P9: Como o JN Alloy oferece suporte a projetos de pipeline DNV-OS-F101?

A JN Alloy fornece materiais que atendem aos requisitos de material DNV-OS-F101 para projetos de dutos submarinos em todo o mundo: (1) tubos de aço carbono API 5L PSL 2 (X42M a X80M) com EN 10204 3.1 MTC; (2) flanges, conexões e peças forjadas CRA em 316L, 2205 duplex, Inconel 625 e Hastelloy C-276 com rastreabilidade total e certificação PMI; (3) Sobreposição de solda e consumíveis de fabricação (ERNiCrMo-3, fio de enchimento ER316L) para sobreposição de solda CRA; (4) Documentação: EN 10204 3.1 MTC, cartas de conformidade NACE MR0175/ISO 15156-3, relatórios PMI e coordenação de inspeção de terceiros. Contato: jnalloy123@gmail.com ou +86 193 3990 0211.