BRPI0718071A2

BRPI0718071A2 - Preventor de explosão do tipo gaveta de alta pressão nominal e método de fabricação

Info

Publication number: BRPI0718071A2
Application number: BRPI0718071-3A
Authority: BR
Inventors: Philip A Huff; Keith Pruden
Original assignee: Hydril Usa Mfg Llc
Priority date: 2006-11-02
Filing date: 2007-11-02
Publication date: 2013-11-05
Also published as: EP2084301A1; WO2008085600A1; US20080078081A1

Description

"PREVENTOR DE EXPLOSÃO DO TIPO GAVETA DE ALTA PRESSÃO NOMINAL E MÉTODO DE FABRICAÇÃO"

Referência Cruzada a Pedidos Relacionados

O presente pedido reivindica o benefício de acordo com 35 U.S.C § 120, como uma continuação-em-parte do Pedido de Patente U.S. No. 11/528.873, depositado em 28 de Se- tembro de 2006, e intitulado "Reinforcement of Irregular Pressure Vessels". Ademais, o pre- sente pedido reivindica o benefício de acordo com 35 U.S.C. § 120, como uma continuação- em-parte do Pedido de Patente U.S. No. 11/626.148, depositado em 23 de Janeiro de 2007, e intitulado "Heat Treatment Method of Inlaid Pressure Vessels". Além disso, o presente pe- dido reivindica o benefício de acordo com 35 U.S.C. § 120, como uma continuação-em-parte do Pedido de Patente U.S. No. 11/680.982, depositado em 1 de Março de 2007, e intitulado "Preventor de Explosão do Tipo Gaveta de Alta Pressão Nominal e Método de Fabricação", cada um dos quais é expressamente incorporado a título de referência em sua totalidade.

Campo da Invenção

As modalidades descritas aqui se referem geralmente a componentes do campo

petrolífero e equipamento usado durante a produção de petróleo e gás. Especificamente, as modalidades descritas aqui se referem a um método de tratar termicamente os componen- tes do campo petrolífero.

Fundamentos da Invenção Existe uma variedade de projetos para a perfuração e produção de hidrocarbone-

tos, incluindo unidades de produção e perfuração terrestres e em altomar. Os projetos de unidades de produção e perfuração em altomar podem variar com base na profundidade da água e no tipo de plataforma usada, tal como plataformas flutuantes, plataformas semis- submersíveis, plataformas de perna tracionada, plataformas do tipo spar, e outras que são bem conhecidas na técnica. As unidades em altomar variam também em tipo e localização de dispositivos de controle, incluindo sistemas de árvore molhada, onde os dispositivos de controle estão localizados em cima de uma cabeça de poço no leito do mar, e sistemas de árvore seca, onde os dispositivos estão localizados na plataforma.

Os componentes usados durante a perfuração e produção de poços de petróleo, sem considerar a localização e projeto, são submetidos à corrosão, desgaste, e fadiga. Por exemplo, com relação a produção e perfuração em altomar, os componentes e equipamento usados são submetidos a um ambiente dinâmico, onde correntes próximas à superfície e subsuperfície podem conferir curvamento, tensão, e tensão rotacional. Em uma típica pro- dução em altomar em águas profundas, por exemplo, um elevador entre uma plataforma flutuante, na superfície do oceano, e a cabeça de poço, no leito do mar. Como a cabeça de poço é estaticamente localizada no leito do mar e o elevador e a plataforma ou mastro de perfuração são móveis, as tensões conferidas podem causar fadiga aos componentes de produção, incluindo dispositivos de flutuabilidade, subs de alívio de tensão, conexões de olhai para linhas de tensão ou lastro, juntas de tensão, preventores de explosão ("BOPs"), conjuntos de controle de poços, módulos de elevação de lodo, pesos de lastro, e outros componentes conhecidos na técnica. Cada um desses componentes, incluindo as conexões na plataforma, as juntas de elevador, e os componentes de cabeça de poço, pode experi- mentar tensão e esforço associados à dinâmica do ambiente em altomar.

Como outro exemplo de componentes submetidos a desgaste, corrosão, e fadiga, bombas de "haste" são freqüentemente usadas durante a produção de petróleo e gás a par- tir de um reservatório. Essa bomba de poço profundo é mecanicamente ativada por uma unidade de bombeamento de alavancas ajustáveis que é conectada por uma extremidade a uma fonte de energia e pela outra extremidade a uma corrente de hastes de aço (por exem- plo, hastes sugadoras) que se interconectam para formar uma corrente de hastes que se estende para o interior do poço, com a corrente conectada por sua outra extremidade à bomba de poço profundo. Durante o bombeamento, a corrente de hastes executa um movi- mento giratório ou oscilante, que pode produzir deflexões da corrente. As hastes sugadoras são, desse modo, submetidas a desgaste devido a contato de atrito com a parede interna do tubo de produção. Embora o ambiente de fluido sirva como um lubrificante, a abrasão ocorre sobre a superfície das hastes sugadoras. Adicionalmente, as ferramentas usadas durante a montagem, tal como aquelas usadas para centralizar a corrente, pode causar ruptura da superfície da haste. No caso de poços de hidrocarboneto, o fluido inclui sais dissolvidos e minerais não dissolvidos que podem ter um efeito abrasivo adicional na superfície da haste. Ao mesmo tempo em que a abrasão ocorre, o metal nas hastes sugadoras é submetido a um duro ataque corrosivo causado por químicas de fundo do poço. Essas hastes também experimentam tensão axial muito alta sobre sua vida útil e podem ser submetidas a fadiga axial.

Em adição às tensões dinâmica, abrasiva e corrosiva brevemente descritas acima, os componentes de campo petrolífero podem também ser submetidos à fadiga devido a al- tas pressões e temperaturas encontradas durante o processo de perfuração e produção. O processo de perfurar poços envolve penetrar uma variedade de estruturas geológicas sub- superfície, ou camadas chamadas "formações". Ocasionalmente, uma boca de poço pene- trará em uma formação tendo uma pressão de formação substancialmente mais alta do que a pressão mantida na boca do poço. Quando isso ocorre, o poço é dito como tendo "levado um pontapé". O aumento de pressão associado com o pontapé é geralmente produzido por um influxo de fluidos de formação (que podem ser um líquido, um gás, ou uma combinação desses) na boca do poço. O pontapé de pressão relativamente alto tende a se propagar de um ponto de entrada na subida da boca do poço (de uma região de alta pressão a uma regi- ão de baixa pressão). As pressões operacionais normais e os pontapés de alta pressão submetem os componentes de campo petrolífero à fadiga adicional.

No passado, os componentes de campo petrolífero submetidos às condições de carregamento de fadiga foram fabricados a partir de uma única liga metálica. As ligas nor- malmente utilizadas são geralmente aços de baixa liga processados por tratamento térmico para as propriedades mecânicas adequadas às condições de carregamento. O uso de uma liga à base de níquel de alta resistência na fabricação dessas partes seria normalmente de alto custo inviável.

Em muitos casos, esses componentes de campo petrolífero podem necessitar a- tender aos critérios de projeto para componentes metálicos de campo de gás e petróleo, tal como aquelas exigências estabelecidas pela NACE Internacional (primeiramente a Associa- ção Nacional de Engenheiros de Corrosão) e pela Federação Européia de Corrosão para o desempenho de metais quando expostos a várias composições ambientais, pH, temperatu- ra, e pressões parciais de H2S. Por exemplo, NACE MR0175 limita a dureza máxima das partes a Rockwell C22 ou Brinell 237 para aços de baixa liga na condição arrefecida ou temperada.

Para maior parte dos aços de baixa liga, a resistência elástica máxima que eles são capazes de alcançar sob a limitação de dureza máxima NACE é aproximadamente 80.000 a 90.000 psi. Muito poucos aços de baixa liga são capazes de desenvolver essa combinação de dureza e resistência elástica em uma espessura de seção tendo qualquer tamanho signi- ficativo utilizável. Por exemplo, quando a espessura de seção é mais do que 10,16 cm a 15,24 cm (quatro a seis polegadas), muitos aços de baixa liga não podem desenvolver as propriedades mecânicas desejadas em arrefecimento e tempera por toda a espessura de seção inteira na hora do tratamento térmico.

Como a vida em fadiga pode ser afetada pela quantidade de tensão imposta em um material em relação à sua resistência elástica, muitos materiais exibem uma vida mais curta em fadiga quando a tensão aplicada excede no mínimo 50% de sua resistência elástica. Consequentemente, se as partes são usadas em condições de carregamento em fadiga, tal como aquelas definidas em NACE MR0175, a tensão aplicada permissível pode ser limitada a 50 a 65 ksi ou menos.

Se a falha por fadiga ocorre nesses níveis de tensão, há pouco a ser feito além de

reduzir a tensão aplicada reduzindo-se a carga na parte. Como a resistência mecânica da liga não pode ser aumentada significativamente sem exceder o valor de dureza máxima di- tado por NACE MR0175, reduzir a tensão aplicada foi a única solução primeiramente dispo- nível. Ademais, a resistência à fadiga é dependente da ductilidade também. Assim, como a ductilidade e resistência são inversamente relacionadas às propriedades do material, elevar a resistência de um material para acomodar propriedades de fadiga pode ser contraproduti- vo. A falha por fadiga é um fenômeno que resulta da alta tensão à tração na superfície ou em íntima proximidade à superfície de um material. Portanto, os procedimentos de modi- ficação de superfície, tal como rebitagem, endurecimento da carcaça por nitruração ou car- burização, e endurecimento por chamas ou endurecimento por indução, foram usados para aumentar a resistência à fadiga de um material deixando uma tensão compressiva residual na superfície. As partes que contêm uma tensão compressiva residual em sua superfície são menos prováveis de falhar em fadiga desde que craqueamento é mais difícil de iniciar e/ou propagar quando a parte é residualmente carregada em compressão.

Enquanto esses procedimentos de modificação de superfície podem auxiliar a re- duzir ou eliminar falhas por fadiga, rebitagem e nitruração são superficiais, enquanto a car- burização e endurecimento por chamas ou indução geralmente não são capazes de modifi- car as propriedades do material a profundidades abaixo da superfície de mais de aproxima- damente 0,127 cm (0,050 polegada). Ademais, esses métodos de modificação de superfície podem estar de acordo com ou violam as exigências de NACE MR0175 para uso do equi- pamento em ambientes aquáticos ou ligeiramente ácidos. Por exemplo, a dureza induzida na superfície ou próxima à subsuperfície de uma parte pode estar em excesso do valor limi- te para craqueamento por corrosão sob tensão de sulfeto ou cloreto.

Como mencionado acima, a longevidade de um componente de campo petrolífero pode também ser afetada por corrosão, tal como por exposição a H2S. Por muitos anos, par- tes na indústria petrolífera foram revestidas nas ranhuras de anel, áreas de vedação, e su- perfícies umedecidas unicamente para a prevenção de danos ao metal base a partir do flui- do de boca de poço. Por exemplo, a Patente U.S. No. 6.737.174 descreve uma haste suga- dora tendo uma superfície revestida por uma liga de cobre. Em outros processos de reves- timento protetor, uma camada de revestimento de liga resistente à corrosão ("CRA"), tal co- mo Liga 625 à base de níquel (isto é, INCONEL 625) foi aplicada em espessuras nominal- mente de 0,1524 cm a 0,475 cm (0,060 a 0,187 polegada) para proteger um metal base de ataque corrosivo. Outras CRAs podem ser usadas nessas aplicações, mas a indústria pa- dronizou essencialmente a Liga 625 para revestimento CRA de equipamento petrolífero. Prestou-se pouca atenção à resistência do material de revestimento, exceto para assegurar que a resistência do material de camada de revestimento é igual ou maior à resistência do metal base na parte.

Os componentes de campo petrolífero e partes tendo uma vida útil aumentada são desejados, incluindo partes submetidas a altas temperaturas, fluidos corrosivos, níveis de alta tensão, e/ou condições de carregamento em fadiga, incluindo condições de carrega- mento cíclicas. Consequentemente, existe uma necessidade por componentes de campo petrolífero que tenham desempenho aperfeiçoado sob várias condições operacionais extre- mas, incluindo condições de carregamento em fadiga. Na técnica anterior, carcaças BOP anulares e de gaveta, bem como equipamento auxiliar, foram tipicamente fabricadas para uso em pressões operacionais até 15.000 psi e temperaturas até 121° C (250° F). Exemplos de preventores de explosão anulares são des- critos na Patente U.S. Nos. 2.609.836 e 5.819.013, cada uma das quais é incorporada aqui a título de referência em suas totalidades. Exemplos de preventores de explosão tipo gaveta são descritos nas Patentes U.S. Nos. 6.554.247, 6.244.560, 5.897.094, 5.655.745 e 4.647.002, cada uma das quais é incorporada aqui a título de referência em suas totalida- des. Essas carcaças BOP podem ser fabricadas usando forjas de aço de baixa liga tratadas termicamente, usinadas brutas, de uma peça ou forjas de aço de baixa liga de múltiplas pe- ças que foram usinadas brutas, tratadas termicamente e soldadas juntas na fabricação. As fundições foram usadas e ainda são usadas para a fabricação dessas carcaças BOP de gaveta para essas condições de serviço bem como forjas.

Na técnica anterior, carcaças BOP de gaveta de única peça, dupla ou tripla, que podem ser produzidas a partir de aço de baixa liga Grau F22, são arrefecidas e temperadas no final para alcançar as exigências finais de especificação de material. Alternativamente, carcaças BOP fabricadas podem ser fabricadas soldando junto partes arrefecidas e tempe- radas no final modificadas de aço de baixa liga Grau 8630. As carcaças são então usinadas para forma quase líquida e soldadas revestidas com uma liga resistente à corrosão, tal co- mo, aço inoxidável austenítico AISI 316 ou Liga 625 à base de níquel nas ranhuras de anel de API, faces de cobertura e área de vedação superior interna e outras áreas projetadas nos desenhos de engenharia.

Após a soldagem de fabricação e/ou soldagem de revestimento, as carcaças BOP são convencionalmente dadas um tratamento térmico pós-soldagem ("PWHT") em uma temperatura que depende do grau do aço a partir do qual as partes foram produzidas. O propósito do PWHT é principalmente reduzir a dureza da zona afetada por calor ("HAZ") de áreas soldadas aos níveis máximos de dureza ditados por NACE MR0175 de HRC 22 ou Brinell 237 para resistência a craqueamento por corrosão sob tensão de sulfeto ("SCC").

Esse PWHT é ditado pela especificação de soldagem de controle, ASME Seção IX, a ser executado em uma temperatura abaixo da temperatura de têmpera do próprio metal base. A operação PWHT tende a reduzir as propriedades mecânicas do metal base e limita o número de vezes que uma carcaça BOP particular pode ser soldada e pós-soldada com tratamento térmico antes das propriedades mecânicas do metal base terem sido degradadas a um nível abaixo das exigências mínimas para o metal base exigidas para a parte. Após a operação PWHT ter sido executada, as carcaças são então acabadas em sua configuração dimensional final.

Como detalhado na descrição atual, o procedimento de fabricação da técnica ante- rior pode ser mudado para usar uma liga resistente à corrosão, endurecível por precipitação, de alta resistência, CRA, para reforçar seletivamente áreas da carcaça de uma peça para encapsulamento das altas tensões de superfície ou próximas à subsuperfície na carcaça BOP. Essa mudança pode permitir a fabricação de carcaças BOP para uso em pressões operacionais acima de 15.000 psi e em temperaturas operacionais até 176,67° C (350° F) e acima.

Entretanto, se o método de fabricação da técnica anterior foi usado, como descrito acima, a temperatura PWHT seria suficiente para obter o valor de dureza HAZ máximo exi- gido, mas a temperatura de PWHT seria muito baixa para obter as propriedades mecânicas exigidas no material de revestimento CRA endurecível por precipitação. Se a temperatura de PWHT fosse aumentada para obter as propriedades mecânicas no material de revestimento CRA, a temperatura de PWHT seria igual ou ultrapassaria a temperatura de têmpera do ma- terial base de Grau F22 da carcaça BOP, que é proibida pela ASME Seção IX.

Por exemplo, quando o metal de preenchimento de CRA para a deposição de sol- dagem de camada de revestimento é INCONEL 725 e o material base é aço de baixa liga Grau F22, o aço Grau F22 precisa ser tratado termicamente pós-soldado em uma tempera- tura mínima de 621° C (1150° F) por um período de tempo na faixa de quatro a oito horas ou mais. O aço de baixa liga Grau F22 com espessura de seção de 20,32 cm (oito polegadas) e mais será arrefecido e temperado para desenvolver uma resistência elástica mínima de 85.000 psi. Para desenvolver essa resistência elástica mínima exige uma temperatura de têmpera de 621° C a 677° C (1150° F a 1250° F) por um período de tempo de oito a dez ho- ras ou mais. Entretanto, como o INCONEL 725 é uma liga endurecível por precipitação, de modo a desenvolver suas propriedades mecânicas na ordem de 120.000 psi de resistência elástica mínima, ele deve ser envelhecido em uma temperatura de 649° C (1200° F) por um período de tempo mínimo de oito a vinte e quatro horas. Todas essas várias temperaturas de têmpera e tempos, as temperaturas de PWHT e tempos, e as temperaturas de endureci- mento por precipitação e tempo podem estar em conflito uns com os outros.

Se o metal base é convencionalmente arrefecido e temperado como descrito acima, a temperatura de endurecimento por precipitação e tempo para o INCONEL 725 temperaria o metal base de Grau F22, provavelmente abaixando suas propriedades mecânicas abaixo da exigência de especificação mínima. Se a junta de soldagem INCONEL 725 no Grau F22 foi PWHT como descrito acima, a dureza HAZ máxima seria alcançada e as propriedades mecânicas do Grau F22 seria preservada, mas o metal de soldagem INCONEL 725 prova- velmente não desenvolveria as propriedades mecânicas na camada de revestimento que são desejadas.

Em adição ao descrito acima com relação às propriedades mecânicas, um precisa

também considerar o tamanho e peso da parte durante a fabricação de equipamento de campo petrolífero, tal como preventor de explosão de gaveta. O projeto de partes para uso em ambientes de alta pressão freqüentemente exige aumento no tamanho da parte (tipica- mente a espessura da parte). Por exemplo, uma carcaça de preventor de explosão de gave- ta única de 18 3A polegadas e 20.000 psi seria maior e mais pesada do que uma carcaça de preventor de explosão de gaveta única de 18 % polegadas e 15.000 psi.

Estima-se que uma carcaça de preventor de explosão de gaveta única de 18 % po-

legadas e 20.000 psi tratada termicamente e usinada bruta, incluindo o peso do flange infe- rior integral, possa exceder o peso de 41.000 libras. Um componente de tal tamanho pode se aproximar do limite que pode ser forjado como uma única peça. Ademais, os recipientes de pressão tendo uma taxa de pressão mais alta (por exemplo, 25.000 psi ou mais) teriam um peso ainda maior. Adicionalmente, pode haver no futuro uma necessidade por tais pre- ventores de explosão de gaveta dupla de alta pressão.

Consequentemente, existe uma necessidade por métodos de fabricação para obter partes, incluindo aquelas tendo um peso bruto que excede o que pode ser forjado como uma forja de uma peça, alcançando as exigências por dureza de HAZ e propriedades mecânicas para ambos o metal base e a camada de revestimento para uso em serviço de campo petro- lífero.

Sumário da Invenção

Em um aspecto, as modalidades descritas aqui se referem a um processo para a fabricação de um preventor de explosão de gaveta, o processo incluindo: soldar um flange inferior a uma carcaça, onde ao menos um do flange inferior e da carcaça compreende um material base; reforçar seletivamente o material base com um material de revestimento en- durecível por precipitação; e tratar termicamente o flange soldado e a carcaça seletivamente reforçada para alcançar propriedades selecionadas em cada um do material de revestimento e do material base.

Em outro aspecto, as modalidades descritas aqui se referem a um preventor de ex-

plosão de gaveta compreendendo uma carcaça que compreende um material base de baixa liga, um furo vertical através da carcaça, um furo horizontal através da carcaça interceptan- do o furo vertical, onde ao menos uma parte da carcaça é seletivamente reforçada com um material de revestimento, e onde a carcaça seletivamente reforçada é tratada termicamente para alcançar as propriedades selecionadas em cada um do material de revestimento e do material base.

Outros aspectos e vantagens estarão aparentes a partir da seguinte descrição e das reivindicações em anexo.

Breve Descrição dos Desenhos A FIGURA 1 ilustra um modelo geral de meia seção com cargas aplicadas e condi-

ções de limite de acordo com as modalidades descritas aqui.

A FIGURA 2 mostra os resultados de uma análise de elemento finito do modelo da FIGURA 1 submetido a uma pressão de 15 ksi de acordo com as modalidades descritas aqui.

A FIGURA 3 mostra os resultados de uma análise de elemento finito do modelo da FIGURA 1 submetido a uma pressão de 20 ksi de acordo com as modalidades descritas aqui.

A FIGURA 4 mostra os resultados de uma análise de elemento finito do modelo da FIGURA 1 submetido a uma pressão de 25 ksi de acordo com as modalidades descritas aqui.

A FIGURA 5 mostra os resultados de uma análise de elemento finito do modelo da FIGURA 1 submetido a uma pressão de 20 ksi e uma temperatura interna de 176,67° C (350° F) de acordo com as modalidades descritas aqui.

A FIGURA 6 é um desenho de vista de seção de um gargalo de flange reforçado de acordo com as modalidades descritas aqui.

A FIGURA 7 é um diagrama de bloco de um processo para fabricar um componente de campo petrolífero de acordo com as modalidades descritas aqui.

As FIGURAS 8A e 8B são desenhos esquemáticos de um material base tendo vá- rias configurações de uma incrustação de revestimento de acordo com as modalidades des- critas aqui.

As FIGURAS 9A e 9B comparam os resultados de simulação para tratamento tér- mico seletivo de uma incrustação de revestimento com um resfriamento forçado e tratamen- to térmico seletivo de uma incrustação de revestimento com resfriamento convectivo natural do material base, de acordo com as modalidades descritas aqui.

A FIGURA 10 ilustra graficamente um gradiente de resistência que pode resultar de endurecimento por precipitação um material de revestimento por um tempo selecionado e em um perfil de temperatura selecionado, de acordo com as modalidades descritas aqui.

Descrição Detalhada da Invenção

Em um aspecto, as modalidades descritas aqui se referem a um método de fabricar ou reforçar componentes de campo petrolífero. Em outros aspectos, as modalidades descri- tas aqui se referem ao tratamento térmico de componentes de campo petrolífero que foram seletivamente reforçados para reduzir ou eliminar falhas por tensão e/ou fadiga/ Em ainda outros aspectos, as modalidades descritas aqui se referem ao tratamento térmico seletivo das áreas seletivamente reforçadas dos componentes de campo petrolífero.

Como usado aqui, "componentes de campo petrolífero" referem-se a flanges, cober- turas, cilindros, juntas de tensão, preventores de explosão, hastes sugadoras, conjuntos de poços submarinos, válvulas (por exemplo, válvulas de estrangulamento), carcaças de válvu- las, cabeças de poços, e outros equipamentos e partes comumente usados para a perfura- ção e produção de petróleo e gás. Os versados na técnica reconhecerão que, embora não especificamente descrito ou descrito em detalhes, as modalidades descritas aqui podem ser aplicadas a outros componentes de campo petrolífero.

Projeto e Análise de Componente

Durante o teste de pressão, transporte, instalação, e operação, os componentes de campo petrolífero experimentam tensão e esforço com base em condições de carregamento em fadiga, muitas das quais podem ocorrem em uma base contínua, semicontínua, ou cícli- ca. As condições de carregamento podem incluir carregamento térmico, carregamento de pressão, ou carregamento mecânico. Por exemplo, o carregamento térmico pode ocorrer quando uma boca de poço é quente (por exemplo, 148,89° C (300° F)) e está localizada em 3,048 km (10.000 pés) de água a O0 C (32° F). O carregamento de pressão pode resultar de pressão interna (boca do poço) agindo externamente no componente de campo petrolífero ou a partir de pressão externa hidrostática (por exemplo, submarina) agindo internamente. Ademais, o carregamento mecânico pode incluir pré-cargas de aperto de parafuso de cober- tura e de flange, cargas compressivas e de tração axial, e momentos de flexão. Como tal, as condições de carregamento podem incluir ao menos um de pressão interna, pressão exter- na, tensão axial, compressão axial, tensão longitudinal, compressão longitudinal, momento de flexão axial, momento de flexão longitudinal, tensão de elevador e flexão, e extremos de temperatura, entre outros estados de carga. As intensidades dos estados de tensão local localizados no equipamento durante essas condições de carregamento podem ter um im- pacto significativo na vida cíclica do equipamento. Analisar o desempenho de um compo- nente de campo petrolífero submetido a várias condições de carregamento em fadiga pode fornecer melhorias de projeto e/ou aperfeiçoar o desempenho dos componentes de campo petrolífero para estender a vida útil do componente de campo petrolífero.

A análise de elemento finito ("FEA") é uma técnica útil e poderosa para analisar tensões e esforços em estruturas ou componentes muito complexos para analisar por méto- dos estritamente analíticos. Com FEA, a estrutura ou componente é quebrada em muitas pequenas partes (um número finito de elementos) de vários tipos, tamanhos e formas. Os elementos são presumidos a terem um padrão simplificado de deformação (linear, quadráti- ca, etc.) e são conectados como "nós" normalmente localizados em cantos ou bordas dos elementos. Os elementos são então reunidos matematicamente usando regras básicas de mecânica estrutural, isto é, equilíbrio de forças e continuidade de cargas, resultando em um grande sistema de equações simultâneas (uma malha).

Resolvendo-se esse grande sistema de equação simultâneo com o auxílio de um computador, a forma deformada da estrutura ou componente sob carga pode ser obtida, a partir da qual tensões e esforços podem ser calculados. O software adequado para executar tal FEA inclui ABAQUS (disponível a partir de ABAQUS, Inc.), MARC e PATRAN (disponível a partir de MSC Software Corporation), e ANSYS (disponível a partir de ANSYS, Inc.), entre outros. Os elementos finitos de qualquer forma conhecida na técnica podem ser usados. Elementos hexagonais, no entanto, são tipicamente altamente estáveis e podem ser benéfi- cos quando estimulando altas tensões e esforços através de um modelo.

Um projeto e/ou modelo simplificado de um componente de campo petrolífero para auxiliar na análise do componente de campo petrolífero pode ser usado. Por exemplo, a análise de concentrações de tensão e esforço de projetos de componentes complexos pode ser simplificada "suavizando-se" esse projeto. Como usado aqui, o termo "suavização" refe- re-se a várias técnicas para simplificar uma geometria complexa de um projeto para uso com FEA. Por exemplo, os cantos internos podem ser modificados para reduzir ou eliminar seus raios em uma tentativa de simplificar um modelo subseqüentemente construído. Essas técnicas podem permitir a análise de um modelo suavizado (isto é, um modelo FEA constru- ído a partir de um projeto suavizado) para correlacionar e convergir para um resultado defini- tivo quando a análise de um modelo não suavizado não pode. Como tal, um modelo constru- ído a partir de um projeto suavizado pode ser analisado com FEA para determinar uma con- dição de tensão geral, ou aparente. Analisando-se a tensão aparente, o desempenho, e a possível falha, de um componente de campo petrolífero sob várias condições de carrega- mento sob fadiga podem ser preditados.

Um objetivo de FEA pode ser isolar áreas de alta tensão e esforço e identificar as áreas que são mais propensas à baixa vida cíclica. Os resultados de uma análise de ele- mento finito, analisando o desempenho do componente sob várias condições de carrega- mento sob fadiga, podem ser usados para identificar regiões submetidas à falha por fadiga no componente de campo petrolífero. Uma vez que as regiões submetidas à falha por fadiga são identificadas, essas áreas podem ser re-projetadas ou podem ser marcadas para pro- cessamento metalúrgico, tal como reforço seletivo, como será descrito posteriormente. Possíveis estados de carga ou condições de carregamento sob fadiga para o com-

ponente deveriam ser determinados para entradas na FEA. Como mencionado acima, essas incluem pressão operacional normal, pontapé de alta pressão, tensão e flexão de elevador, e extremos de temperatura, entre outros estados de carga. Os dados de condição de carre- gamento sob fadiga deveriam incluir valores típicos ou esperados bem como valores máxi- mo e/ou mínimo e a freqüência na qual essas cargas flutuam para habilitar uma análise completa.

As propriedades do material base, usado para formar o componente de campo pe- trolífero deveriam também ser determinadas, estabelecendo o valor de tensão de pico má- ximo permissível (SBpico). As propriedades do material podem ou ser determinadas através de teste empírico ou, em alternativa, podem ser fornecidas a partir de dados de proprieda- des de material comercialmente disponível. Por exemplo, esse valor pode ser estabelecido com base em testes de campo onde, sob ambientes NACE (isto é, ambientes estabelecidos por NACE Internacional para teste de equipamento de campo de petróleo e gás), a tensão alcançaria a exigência de ciclo de vida e seria menor do que a tensão na qual o craquea- mento por corrosão sob tensão de sulfeto ocorreria.

Mais particularmente, as propriedades de tração dos materiais base podem ser de- terminadas. A resistência à tração de um material é a quantidade máxima de esforço (em tensão) que um material pode ser submetido antes de falha. À medida que a tensão é exer- cida mediante um material, o material se deforma para acomodar a tensão. Uma vez que a tensão é muita para o material, ela não mais será capaz de deformar, e o material falha. O ponto de falha do material é conhecido como a última resistência à tração. As condições de carregamento e propriedades do material podem ser então usadas

para analisar o componente de campo petrolífero usando métodos à base de FEA. Todas as permutas para cargas de projeto e operacionais deveriam ser consideradas para gerar uma análise completa do componente. Pré-cargas de parafuso apropriadas e dados característi- cos de material, com taxas diminuídas com base na temperatura, deveriam também ser u- sadas.

Um modelo (isto é, uma malha de equações simultâneas) para o componente de campo petrolífero é gerado para uso nas análises de elemento finito. Um modelo tridimensi- onal do componente pode ser gerado com características de projeto específicas. Essas ca- racterísticas de projeto podem ser selecionadas para fornecer características de desempe- nho específicas. Assim, gerar um modelo pode também incluir as etapas de importar um projeto de componente para gerar o modelo e suavizar o projeto importado. O projeto pode ter várias técnicas de suavização aplicadas a esse para simplificar análise FEA. Os modelos podem ser gerados a partir de um projeto em um pacote de softwares (por exemplo, Auto- CAD disponível a partir da Autodesk, Inc., e Pro/Engineer disponível a partir de Parametric Technology Corporation) para projeto auxiliado por computador ("CAD") e importados no pacote de software para FEA. Alternativamente, o modelo pode ser gerado dentro dos pró- prios pacotes de FEA (por exemplo, ABAQUS e PATRAN).

A seguir, as condições de carregamento podem ser simuladas mediante o compo- nente em FEA usando o modelo. Preferencialmente, essas condições de carregamento em fadiga simuladas refletem os estados de carga ou tensão que o componente de campo pe- trolífero podem esperar experimentar sob uso normal. Ademais, após simular as condições de carregamento em fadiga mediante o modelo, um gráfico de tensão a partir das condições de carregamento mostrando a tensão e deformação ocorrendo no modelo de componente de campo petrolífero pode ser analisado. O gráfico de tensão pode terminar e mostrar a Io- calização e quantidade de tensão ocorrendo no modelo de componente de campo petrolífe- ro a partir das condições de carregamento simuladas através do componente.

O gráfico de tensão pode ser analisado e revisado para determinar o desempenho e características do modelo. Se o modelo puder ser adicionalmente aperfeiçoado, outro mo- delo pode ser gerado ou o modelo atual pode ser re-gerado (modificado). Isso permitirá que o modelo seja adicionalmente simulado em FEA para determinar seu desempenho após modificações ou modelos adicionais. De outra forma, se o modelo é considerado aceitável e alcança quaisquer e/ou todos os critérios especificados, o modelo pode ser usado na fabri- cação de componentes de campo petrolífero, como será descrito abaixo.

Exemplos de Simulação de FEA

Com relação agora à FIGURA 1, um exemplo incluindo um modelo tridimensional de um BOP de gaveta de 18 % polegadas adequadamente projetado é mostrado. Com base nos critérios ASME Seçãp Vll Div-3, o modelo BOP foi projetado ou para aplicações de alta pressão e alta temperatura (HPHT) ou para aplicações de extrema alta pressão e alta tem- peratura (XHPHT). Antes de aplicar a metodologia proposta descrita aqui, tal geometria de carcaça BOP foi projetada para satisfazer todos os critérios essenciais para aplicações de alta pressão (acima de 15 ksi) e alta temperatura (acima de 121° C (250° F)). Com base em critérios ASME Seção Vlll Divisão 3, o BOP em questão foi considerado apropriadamente projetado para cargas estruturais com as pressões de furo até 25 ksi e temperaturas de furo até 350° F. O modelo e as análises dos resultados do modelo podem adicionalmente facilitar qualquer projeto de BOP existente tal que o craqueamento por corrosão sob tensão de sul- feto, SSCC, ou condições limite relacionadas à corrosão possam ser alcançadas por reves- timento seletivamente soldado de material de resistência mais alta adequado para uso em um ambiente NACE.

Para o BOP XHPHT em questão, o material F22 com uma resistência elástica mí- nima do material de 85 ksi foi selecionado. Como tratamentos térmicos pós-soldagem ne- cessários (PWHT) reduziriam o rendimento, 80 ksi pode ser considerado como sendo a re- sistência elástica mínima final para o material. Para ambientes SSCC ou NACE, os testes de material apropriado foram completados com base no Método A TM0177. Com base na expe- riência de indústria e dados de teste disponíveis, observou-se que os espécimes falham no teste de Método A TM 0177 com 80% do nível de resistência elástica. Com base nisso, um valor superior de Tensão Elástica Mínima 0,8*, ou 64 ksi para material F22, é considerado aceitável.

O BOP foi analisado para três diferentes pressões operacionais máximas, ou seja, pressões de boca de 15 ksi, 20 ksi, e 25 ksi sem uma carga térmica. O caso da pressão de furo de 20 ksi foi também analisado separadamente considerando a carga térmica em 176,67° C (350° F) ao lado de outras cargas como especificado. A FIGURA 1 mostra cargas típicas e condições de limite usadas na análise. Como

ilustrado, a pressão de furo foi 24,45 ksi (diferencial de 20 ksi da pressão externa), a tempe- ratura de furo foi 176,67° C (350° F), e a temperatura externa foi 2,78° C (37° F). A análise de elemento finito (FEA) do BOP em questão foi completada levando em conta possíveis condições de carregamento. As cargas incluem pressão de furo, tensão superior e carga de flexão, e cargas finais de pressão.

Os resultados das análises de elemento finito são mostrados nas FIGURAS 2 a 5, gráficos de tensão de Von Misses, VMS. Para os gráficos VMS, as FIGURAS 2 a 5, uma tensão de limite inferior de 64 ksi foi usada para isolar todas as áreas de tensão mais alta. Somente zonas de tensão acima de 64 ksi são mostradas em todas essas figuras. A FIGURA 2 mostra tensões no modelo geral de meia seção para o caso de pressão de furo de 15 ksi (sem tensão térmica). Um gráfico similar para pressão de furo de 20 ksi (sem ten- são térmica) é mostrado na FIGURA 3. A FIGURA 4 mostra tensões VMS para pressão de furo de 25 ksi (sem tensão térmica).

A FIGURA 5 mostra tensões VMS para pressão de furo de 20 ksi com uma carga térmica de 176,67° C (350° F) considerada simultaneamente como a temperatura de super- fície de furo. Os coeficientes convectivos de transferência de calor hf, computados via análi- se CFD separada, foram aplicados nas áreas expostas à água do mar.

Os resultados das análises FEA indicaram que as tensões mais altas ocorrem na lateral de furo do BOP onde nenhuma carga térmica é aplicada. As tensões térmicas aplica- das, sendo compressivas, diminuem o nível de tensão interna significativamente, entretanto, as tensões externas aumentaram. As áreas de tensão externa foram consideradas de con- seqüência mínima a restrições de SSCC (ou relacionadas à NACE). Os modelos indicam que o estado de tensão térmica é um evento não conservativo para a aplicação de alta pressão (HPHT), particularmente com relação à compatibilidade com exigências de material NACE.

A seguir, observou-se que o BOP em questão é adequado para aplicação NACE para pressão de furo de 15 ksi. Exceto para poucos pontos localizados, onde a tensão VMS está acima de 64 ksi, a pilha de BOP inteira é apropriadamente adequada para ambiente NACE. A menor modificação ao modelo, combinação refinada, pode eliminar tal localização muito pequena de alta tensão (acima de 64 ksi).

As zonas de tensão VMS acima de 64 ksi são claramente visíveis nos resultados para as pressões de furo de 20 ksi e 25 ksi, como mostrado nas FIGUfRAS 3 e 4, respecti- vamente. Esses gráficos de tensão identificam localizações e profundidades de áreas de alta tensão VMS acima de 64 ksi. A tensão mais alta permanece abaixo de 108 ksi para a FEA de pressão de furo de 20 ksi e abaixo de 112 ksi para a FEA de pressão de furo de 25 ksi. Uma pequena zona com tensão excedendo 112 ksi foi observada em torno da área de ranhura no topo do BOP. A análise com um conjunto completo indica que o cisalhamento do topo encaixando no flange e tensões de contato a partir de pré-carga no parafuso reduziria tal tensão de pico. A tensão VMS máxima de 120 ksi permaneceria sendo apropriada para aplicação de pressão de furo de 25 ksi.

A profundidade das zonas de alta tensão indicadas pelos gráficos de tensão VMS pode ser calculada. O material compatível com NACE1 tal como Inconel 725, com resistência elástica mínima de 120 ksi, pode ter uma resistência elástica de 90% de 108 ksi (0,9*120 = 108) e satisfaz o teste de Método A TM0177. Então, o material base nessas zonas pode ser seletivamente revestido com uma liga resistente à corrosão de resistência mais alta que foi qualificado para alcançar as exigências de NACE MR0175/ ISO 15156.

Os resultados de FEA adicionalmente mostram que as tensões localizadas do ma- terial ocorrem dentro de 0,635 cm a 1,27 cm (0,250 a 0,500 polegada) da superfície de ID da carcaça do BOP de gaveta no furo passante de 18 % polegadas ou próximo a ele. Pode ser possível revestir as áreas de alta tensão com um material de resistência mais alta que é qualificado para NACE MR0175.

A espessura da camada de revestimento pode não necessitar exceder 0,95 cm (0,375 polegada) para encapsular a tensão localizada que pode de aproximar de 75.000 psi. Uma espessura de camada de revestimento com uma resistência elástica mínima de 120.000 psi, grossa o suficiente para encapsular a tensão localizada, pode ser capaz de manter a tensão localizada abaixo de dois terços da resistência elástica mínima da camada de revestimento exigida pelo metal base. Esse revestimento de material de resistência mais alta pode ser executada por um número de diferentes métodos como descrito acima. Reforço seletivo

Os objetivos dos métodos numéricos (por exemplo, análise FEA), como descrito a - cima, incluem identificar, isolar, e destacar zonas sujeitas à falha por fadiga dentro dos com- ponentes de campo petrolífero. Por exemplo, os estados de tensão que podem causar falha antecipada sob ambiente NACE podem ser identificados. Os resultados da FEA podem ser usados para gerar gráficos de tensão e deformação para identificar regiões sujeitas à falha por fadiga no componente.

Esses gráficos, tal como aqueles mostrados nas FIGURAS 2 a 5, por exemplo, po- dem ser usados para isolar áreas onde as tensões excedem 90% da resistência elástica do material base. As áreas em excesso de 90% de resistência elástica são particularmente no- tadas devido às exigências de desempenho e teste impostas mediante equipamento de campo de petróleo e gás. Por exemplo, para ambientes corrosivos (NACE), o código de pro- jeto pode limitar a deformação máxima limite a 90% da resistência elástica do material tal que o ciclo de vida do projeto pode ser mantido. As áreas onde as tensões podem exceder 90% da resistência elástica do material base incluem bolsos de assento, o bolso do BOP próximo à cobertura, e furos internos do BOP (furos verticais, furos horizontais, e interse- ções dos furos verticais e horizontais). Os resultados podem também ser usados para calcu- lar a profundidade das zonas de alta tensão em excesso de 90% de resistência elástica. As zonas identificadas sujeitas à falha por fadiga podem ser modificadas na fabri- cação do componente de campo petrolífero. Por exemplo, as zonas podem ser indicadas, em uma representação espacial ou desenho, notando a profundidade e extensões laterais (comprimento e largura) de áreas de alta tensão sujeitas à falha por fadiga. Um gráfico de contorno pode ser desenhado, mostrando o comprimento, largura e profundidade das áreas de tensão local. A localização na superfície das zonas de fadiga, por exemplo, pode ser transferida a desenhos do fabricante apropriado. As zonas de fadiga identificadas podem então ser seletivamente reforçadas com um material de resistência mais alta se ligando me- talurgicamente com o material base. Pode ser possível, em algumas modalidades, reduzir ou auxiliar a prevenir a falha

por fadiga por métodos de substituição de superfície. Por exemplo, se alguma profundidade do metal base da parte de aço de baixa liga é removida e substituída com um material de resistência mais alta e uma ligação metalúrgica com o metal base é desenvolvida, as falhas por fadiga podem ser reduzidas ou eliminadas. A liga de resistência mais alta pode ser qual- quer liga conveniente da escolha do usuário que exibe a resistência, ductilidade, e resistên- cia à corrosão exigida pelo projeto dos componentes ou partes de campo petrolífero.

O material de resistência mais alta pode incluir outros aços de baixa liga ou média liga com resistência mais alta e/ou resistência à corrosão mais alta do que o metal base de aço de baixa liga e seria capaz de suportar as tensões aplicadas com uma relação mais bai- xa de tensão aplicada para resistência elástica. Abaixando-se a relação da tensão aplicada para a resistência elástica do material de resistência mais alta reduziria sua tendência a ini- ciar o craqueamento por fadiga, propagação de craqueamento por fadiga e falha por fadiga final. Por exemplo, uma liga de alta resistência, tal como a Liga 625, pode ser usada para substituir e ligar com o metal base de baixa liga. A escolha da liga de revestimento que po- deria ser substituída para a espessura parcial do substrato de metal base até 1,27 cm (0,500 polegada) ou mais seria feita com base na relação da tensão aplicada para a resistência elástica da liga usada para a camada de revestimento.

Em algumas modalidades, o material base pode ser seletivamente reforçado com um revestimento embutido. Em outras modalidades, o material base pode ser seletivamente reforçado com uma camada de revestimento. A camada ou encrustação de revestimento pode ser ligada ao material base usando pressão, calor, soldagem, brasagem, ligação por laminação, ligação explosiva, cobertura soldada, papel de parede, ou uma combinação des- ses. Em algumas modalidades, o revestimento pode ser colado ao material base usando um processo de soldagem por arco elétrico, tal como um processo de soldagem por arco sub- merso ("SAW") ou um processo de soldagem por gás inerte de tungstênio ("TIG"). Em outras modalidades, o revestimento pode ser colado ao material base usando um processo de re- vestimento de solda por arco elétrico, um processo de revestimento de pressão isostática a quente (revestimento "HIP"), revestimento de autodesgaste, revestimento a laser, ou uma combinação de quaisquer desses métodos. Em algumas modalidades, uma ou mais cama- das de revestimento podem ser usadas, tal como um único revestimento tendo duas cama- das (base mais revestimento), um revestimento duplo (tendo 3 camadas), ou um revesti- mento de até 7 ou mais camadas.

Em algumas modalidades, o material base pode ser seletivamente reforçado com uma camada de revestimento. A camada de revestimento, em várias modalidades, pode ser encaixada por contração ou por pressão nos recessos cortados na carcaça do componente de campo petrolífero, e união/vedação soldada no local. Em outras modalidades, a camada de revestimento pode ter forma de acordo com os gráficos de tensão FEA.

A camada ou encrustação de revestimento, em algumas modalidades, pode ter uma espessura ou uma espessura média de até 1,587 cm (0,625 polegada) ou mais; até 1,905 cm (0,75 polegada) ou mais em outras modalidades; e até 2,54 cm (1,0 polegada) ou mais em ainda outras modalidades. Em outras modalidades, a camada de revestimento po- de ter uma espessura média na faixa de aproximadamente 0,0254 cm (0,010 polegada) a aproximadamente 1,905 cm (0,75 polegada); de aproximadamente 0,127 cm (0,050 polega- da) a aproximadamente 1,587 cm (0,625 polegada) em outras modalidades, e de aproxima- damente 0,3175 cm (0,125 polegada) a aproximadamente 1,27 cm (0,5 polegada) em ainda outras modalidades.

Em outras modalidades, as partes de componentes encaixadas por pressão ou por

contração fabricadas de liga de alta resistência podem ser usadas em conjunto com os componentes de campo petrolífero. Por exemplo, as partes sólidas (por exemplo, flanges, coberturas, carcaças de válvulas, etc.) feitas de uma liga de alta resistência (por exemplo, INCONEL 725) podem ser soldadas por vedação a um substrato de baixa resistência após serem encaixadas por pressão ou contração em uma carcaça.

Em outras modalidades, os metais base nas zonas de fadiga identificadas podem ser substituídos com um material de resistência mais alta colado metalurgicamente ao mate- rial base. Por exemplo, os metais base nas áreas de alta tensão podem ser moídos ou usi- nados e substituídos com um material de resistência mais alta colado metalurgicamente ao material base.

Em algumas modalidades, o reforço seletivo é uma camada de revestimento de ma- terial de resistência mais alta sobre um material base. Em outras modalidades, o reforço seletivo pode ser uma camada de revestimento de material de resistência mais alta em re- cessos usinados moídos em um material base. A escolha da liga de revestimento pode ser baseada em sua capacidade de resistir

à corrosão, incluindo craqueamento por corrosão sob tensão, e sua capacidade de adicionar resistência mecânica (por exemplo, por uma cola metalúrgica ao substrato de baixa liga) à parte do componente de campo petrolífero ao qual ela é aplicada a que pretende proteger. Em uma camada típica, por exemplo, a resistência do material de revestimento é esperada como sendo ao menos igual à resistência do metal base ao qual ele é aplicado. Ou seja, a liga depositada soldada (tal como a Liga 625) é esperada como alcançando a resistência elástica do metal base de aço de baixa liga (tal como o aço de baixa liga tendo uma resis- tência elástica de 75.000 psi). Pode ser possível aplicar um revestimento de um material de resistência mais alta em uma espessura que encapsulará as tensões localizadas na camada de revestimento de resistência mais alta, resultando em um componente de campo petrolífe- ro que alcançará padrão NACE ou outros padrões para os componentes e equipamento de campo de petróleo e gás enquanto alcançando as exigências de resistência e fadiga do pro- jeto. Por exemplo, as modalidades de carcaças de BOP de gaveta seletivamente reforçadas descritas aqui podem ser fabricadas para operar sob condições de alta pressão e alta tem- peratura (por exemplo, em pressão interna máxima de 20.000 psi e pressões operacionais de projeto mais altas ou onde tensões localizadas muito altas são encontradas). Em algumas modalidades, o material base pode ser aço de baixa liga F22, um aço

tendo aproximadamente 2 por cento em peso de cromo e 1 por cento em peso de molibdê- nio. Alternativamente, o material base pode ser aço de baixa liga modificado 4130 ou 8530. Os versados na técnica reconhecerão que outros materiais, tendo propriedades apropriadas de resistência à corrosão, dureza e tração adequadas para uso em um ambiente de petróleo e gás, podem também ser usadas como um material base.

Em algumas modalidades, a camada de revestimento ou encrustação de revesti- mento pode ser formada a partir de alta resistência elástica, ligas resistentes à corrosão en- durecidos por precipitação, tal como INCONEL 725, ou INCONEL 725 NDUR, por exemplo. Em outras modalidades, a camada de revestimento ou encrustação pode ser formada de alta resistência elástica, ligas resistentes à corrosão endurecíveis por precipitação tal como Liga 718 ou INCONEL 718 SPF. Em ainda outras modalidades, a camada de revestimento ou encrustação pode ser formada a partir de ligas resistentes à corrosão endurecíveis por precipitação tal como 17-4PH, INCONEL 625 ou INCOLOY 925. Os versados na técnica reconhecerão que outros materiais resistentes à corrosão de alta resistência podem ser também usados como um revestimento. Preferencialmente, o material de revestimento é compatível com o material base e é uma liga endurecível por precipitação.

As ligas para uso como um revestimento podem ser disponíveis na forma de fio de solda, pó, ou metal de preenchimento de tira para revestimento de solda e podem também estar disponíveis na forma de um pó destinado a ser usado em uma operação de revesti- mento HIP. Essas ligas podem também estar disponíveis em outras formas que podem ser usadas em uma operação de revestimento de autodesgaste.

Uma vez que o método de revestimento ou combinação de métodos de revestimen- to foram escolhidos, a espessura mínima e localizações da camada de revestimento podem ser determinadas com base nos resultados da análise de tensão FEA. A espessura exigida ou profundidade do revestimento pode variar dependendo da liga usada na formação de revestimento, a ligação formada entre o revestimento e os materiais base, bem como a dilui- ção do material de revestimento resultante do processo usado para ligar o material de reves- timento ao material base. Uma vez que os valores e localização das áreas sujeitas à falha por fadiga foram determinados, a liga de revestimento pode ser escolhida. Pode não ser necessário revestir o componente de campo petrolífero inteiro. Particularmente, somente partes do componente podem necessitar ser revestidas. Por exemplo, somente partes da carcaça BOP, incluindo as superfícies molhadas, as cavidades de gaveta, e saídas laterais de estrangulamento e de morte da carcaça do BOP de gaveta, podem necessitar ser reves- tidas. Ademais, pode ser possível seletivamente localizar uma espessura de revestimento muito menor em áreas tensionadas inferiores, assim impedindo corrosão daquelas áreas sujeitas a contato com o fluido da boca do poço. Como um exemplo, com relação agora à FIGURA 6, um desenho esquemático de

um gargalo de flange reforçado para controle de fadiga é ilustrado. Uma carcaça de recipi- ente 10 é conectado a um flange integral 12 pelo gargalo de flange 14. O gargalo de flange 14 pode experimentar condições de carregamento sob fadiga devido ao movimento de com- ponentes conectados ao flange 12, devido ao tensionamento dos parafusos em furos de parafuso 16, pressão interna empurrando para fora na carcaça de recipiente 10 devido a um fluido no furo 18, e outras condições de carregamento. A superfície de diâmetro externo 20 do gargalo de flange 14 e a superfície de diâmetro interno 22 do recipiente 10 através da espessura de parede do gargalo de flange 14 são comumente submetidas a condições de carregamento de alta fadiga, e podem ser seletivamente reforçadas usando camadas de revestimento ou encrustações de revestimento 24, 26, pelos métodos descritos acima. Por exemplo, um gargalo de flange submetido às condições de carregamento sob fadiga é o flange inferior em carcaças de preventores de explosão anular e de gaveta usadas em uma pilha de conjunto de cabeça de poço submarino. Essas carcaças de preventor de explosão anular e de gaveta na pilha são submetidas a cargas de flexão cíclica consideráveis que resultam em uma situação de fadiga em flexão severa nos gargalos de flange. O reforço seletivo pode adicionalmente fornecer maior resistência a craqueamento por corrosão sob tensão a essas áreas que são sujeitas às condições de carregamento sob fadiga.

Como outro exemplo, as juntas de tensão de elevador de perfuração ou produção podem ser seletivamente reforçadas para reduzir ou eliminar falhas por fadiga. Essa junta de tensão foi no passado fabricada a partir de uma liga de titânio de alta resistência que é capaz de suportar muito mais desvio de flexão do que um aço de baixa liga por causa do módulo muito menor da liga de titânio comparado ao aço de baixa liga. Entretanto, os com- ponentes de titânio são muito caros e não são caracterizados por "resistência à fadiga". En- quanto os componentes de aço exibem uma resistência à fadiga, os componentes de titânio eventualmente falharão sem considerar a magnitude do carregamento cíclico. Então, refor- çando-se seletivamente um aço de baixa liga, pode ser possível fabricar uma junta de ten- são capaz de suportar a flexão e deflexão associada com a junta de tensão por tempos mui- to mais longos (isto é, mais ciclos) usando um material de custo menor.

Como outro exemplo, as hastes sugadoras e outros componentes de bombas de haste submetidas à alta fadiga axial cíclica podem ser seletivamente reforçadas para reduzir ou eliminar falhas por fadiga. O uso de uma camada de superfície de alta resistência na su- perfície OD das hastes sugadoras, por exemplo, pode prolongar a vida útil dessas partes também. Além disso, um material resistente à corrosão de alta resistência reduziria prova- velmente os efeitos de qualquer fadiga por corrosão induzida a partir do ambiente no qual eles são usados.

Como outro exemplo, as carcaças de válvulas podem ser seletivamente reforçadas para reduzir ou eliminar falhas por fadiga, para reduzir ou eliminar corrosão, e/ou para se- rem fabricadas mais economicamente. No caso de certas válvulas (por exemplo, válvulas de estrangulamento), o reforço seletivo pode também reduzir ou eliminar a erosão causada pelos fluxos de alta velocidade na lateral a jusante (isto é, a baixa pressão) da válvula de estrangulamento.

Como outro exemplo, as carcaças de preventor de explosão, em adição aos garga-

los de flange, podem também ser submetidas à fadiga e podem ser seletivamente reforça- das para reduzir ou eliminar falhas por fadiga. Como descrito acima, os preventores de ex- plosão são instalados para limitar o equipamento que pode ser afetado por um pontapé de alta pressão. Há vários tipos de preventores de explosão, os mais comuns dos quais são os preventores de explosão de gaveta e preventores de explosão anulares (incluindo prevento- res de explosão esféricos). Os preventores de explosão de gaveta, por exemplo, são atual- mente fabricados em várias faixas de tamanho de furo, e podem ter uma faixa de pressão de trabalho de 2.000 a 15.000 psi. Entretanto, pode-se desejar usar preventores de explo- são de gaveta em condições de alta pressão e temperatura mais alta (acima de 15.000 psi e mais de 121° C (250° F)). Particularmente, os preventores de explosão de gaveta na faixa de pressões de trabalho de 20.000 psi, 25.000 psi, e mais altas, e temperaturas de trabalho até 176,67° C (350° F) ou mais, podem ser desejados. Por exemplo, ver Pedido de Patente U.S. No. 11/528.873 intitulado "Reforço de Recipientes de Pressão Irregular" por Huff e Khandoker, depositado em 28 de setembro de 2006, incorporado aqui a título de referência em sua totalidade. Os resultados da FEA descrita acima para preventores de explosão usa- dos em condições de alta temperatura e/ou alta pressão indicam que o reforço seletivo de várias seções do preventor de explosão, tal como os bolsos de estrangulamento e morte, podem habilitar o preventor de explosão a ser usado em temperaturas e pressões mais al- tas.

Os objetivos dos métodos numéricos descritos acima (análise FEA) incluem identifi- car, isolar, e destacar zonas de estados alta tensão ou tensão de pico (SBpico) dentro do equipamento BOP. Por exemplo, os estados de tensão que podem causar falha antecipada sob ambiente NACE podem ser identificados. Os resultados da FEA do BOP podem ser u- sados para gerar gráficos de tensão e deformação para identificar regiões de altas concen- trações de tensão no recipiente.

Em adição, os gráficos de tensão e deformação podem ser usados para definir uma espessura de região crítica ("CST") em uma fundição ou forja usada em um componente de campo petrolífero de modo a determinar precisamente o tempo de tratamento térmico apro- priado em uma temperatura selecionada. A Espessura da Região Crítica é definida como a maior espessura de um componente que precisa ter certas propriedades mecânicas míni- mas através da espessura inteira. Por exemplo, uma parte de parede grossa levemente ten- sionada de um recipiente de pressão ou BOP pode não exigir 80.000 psi de resistência elás- tica através de usa espessura inteira, mas uma parte mais fina pode exigir 80.000 psi de resistência elástica através de usa espessura inteira nessa parte; nesse exemplo, a parte mais fina pode ter a CST. Um tempo de tratamento térmico total pode compreender um pri- meiro tempo (expresso em segundos por metro de CST) e um segundo tempo (expresso em horas) que são somados. Para o propósito dessa descrição, o primeiro tempo chamado o tempo de "permanência" e o segundo tempo é chamado tempo de "saturação". Por exemplo, um tempo de tratamento térmico convencional típico pode incluir 70.866,1417 s/m (30 minu- tos por polegada) de tempo de permanência de CST e uma hora de tempo de saturação. Nesse exemplo, uma forja usada em um componente de campo petrolífero com uma CST de 0,254 m (10 polegadas) exigiria 6 horas de tempo de tratamento térmico em uma tempe- ratura selecionada (isto é, 0,254 m χ 70.866,1417 s/m de tempo de permanência mais 1 ho- ra de tempo de saturação).

Ademais, os gráficos de tensão e deformação podem ser usados para isolar áreas onde as tensões excederam uma porcentagem selecionada de resistência elástica do mate- rial base. Por exemplo, nas ligas particulares usadas com o um material base, as áreas em excedido de 80% de resistência elástica podem não passar nas exigências NACE (como discutido abaixo), ou podem não fornecer um fator de segurança de engenharia adequado em uma aplicação particular, por exemplo, a operação em uma combinação particular de pressão interna e temperatura. Por exemplo, as áreas em um BOP onde as tensões podem exceder uma porcentagem selecionada de resistência elástica de material base incluem bol- sos de assento, o bolso de BOP próximo à cobertura, e os furos internos do BOP (furos ver- ticais, furos horizontais, e as interseções dos furos verticais e horizontais). Esses gráficos de tensão e deformação podem também ser usados para calcular a profundidade das zonas de alta tensão em excesso de uma porcentagem selecionada de resistência elástica de material base.

As zonas de alta tensão identificadas podem ser modificadas na fabricação de um BOP. Por exemplo, as zonas podem ser identificadas, em uma representação espacial ou desenho, notando a profundidade e extensões laterais (comprimento e largura) de áreas de alta tensão excedendo a tensão SBpico permissível. Um gráfico em contorno pode ser de- senhado, mostrando o comprimento, largura e profundidade das áreas de tensão local em excesso de uma porcentagem selecionada de resistência elástica de material base. A Iocali- zação na superfície das zonas de tensão de pico, por exemplo, pode ser transferida para os desenhos apropriados do fabricante. As zonas de alta tensão identificadas podem então ser reforçadas seletivamente com um material de resistência mais alta. Em algumas modalida- des, esse material de reforço de resistência mais alta pode ser metalurgicamente colado ao material base. Endurecimento

Os componentes de campo petrolífero reforçados seletivamente, incluindo gargalos de flange, preventores de explosão, hastes sugadoras, e outros componentes, particular- mente aqueles expostos a fluidos corrosivos, podem necessitar alcançar os critérios de pro- jeto para componentes de campo de petróleo de gás metálicos, tal como aquelas exigências estabelecidas por NACE Internacional (primeiramente a Associação Nacional de Engenhei- ros de Corrosão) e a Federação Européia de Corrosão para o desempenho de metais quan- do expostos a várias composições ambientais, pH, temperaturas, pressão parcial de H2S (incluindo NACE MR0175, NACE TM0177, e NACE TM0284). Por exemplo, NACE MR0175 limita a dureza máxima das partes para Rockwell C22 ou Brinell 237 para aços de baixa liga na condição arrefecida e temperada. Essas limitações de dureza precisam ser alcançadas em adição ao desenvolvimento da resistência elástica desejada para as áreas seletivamente reforçadas.

Entretanto, alcançar a limitação de dureza enquanto desenvolvendo a resistência elástica desejada pode exigir mudanças nas técnicas de fabricação atuais. As temperaturas e tempos de tratamento térmico pós-solda podem estar em conflito com as temperaturas e tempos de endurecimento por precipitação. Por exemplo, quando o material base de aço de baixa liga é seletivamente reforçado com uma liga resistente à corrosão à base de níquel (CRA), a temperatura de tratamento térmico pós-solda pode ser suficiente para obter o valor de dureza máximo exigido para a zona afetada por calor durante a solda da camada de re- vestimento, mas a temperatura PWHT pode ser muito baixa para obter as propriedades me- cânicas exigidas no material de revestimento CRA endurecível por precipitação.

Para superar essas exigências de temperatura e tempo conflitantes, um método de fabricar os componentes de campo petrolífero seletivamente reforçados foi desenvolvido para procurar as propriedades desejadas no material base e no material usado para seleti- vamente reforçar o material base. Em tal método, uma fundição, forja, ou prensagem isostá- tica a quente usada em um componente de campo petrolífero podem ser feitos a partir de um material base incluindo, mas não limitado a, aço de baixa liga. Os aços de baixa liga a- propriados podem incluir, mas não estão limitados a, 4130, 8630 Modificado, e F22.

O material base pode então ser normalizado. Por exemplo, uma forja de aço de baixa liga F22 pode ser normalizado a 954,44° C (1750° F) por 70.866,1417 s/m (30 minutos por polegada) de espessura mais uma hora. Se desejado, as fundições, forjas, e prensa- gens isostáticas a quente podem então também ser usinadas brutas em uma configuração desejada.

Seguindo a normalização, as fundições, forjas, ou prensagem isostáticas podem então ser arrefecidas e temperadas por pressão ("Q&ST") para impedir craqueamento. Co- mo usado aqui, a "têmpera por pressão" descreve um tratamento térmico de baixa tempera- tura intermediário que suaviza a liga levemente e diminui a probabilidade de craqueamento, especialmente o assim chamado craqueamento "autógeno" ou "autocraqueamento". Por exemplo, um componente feito de F22 pode ser Q&ST a 482,22° C a 537,78° C (900 a 1000° F) por um tempo de permanência de aproximadamente 30 minutos por hora por pole- gada de CST, mais um tempo de saturação de uma hora. Opcionalmente, a usinagem bruta descrita acima pode ser executada após a têmpera por pressão. À medida que forjados, fundidos, e prensados, os componentes podem ser especialmente delicados e a têmpera por pressão após o arrefecimento pode permiti-los a serem manipulados, enviados, e/ou usinados novamente sem craqueamento.

Normalmente, na prática convencional, as fundições, forjas, e prensagens usadas em componentes de campo petrolífero seriam completamente tratadas termicamente por processos incluindo normalização, austenização, anelamento de solução, têmpera, endure- cimento por precipitação, tratamento térmico, e outros métodos conhecidos na técnica para alcançar as propriedades do material final desejadas antes de eles serem encrustados ou revestidos com o material CRA. Por exemplo, de acordo com a prática convencional, uma carcaça de BOP feita de um aço de baixa liga tal como, por exemplo, 4130, 8630, ou F22, seria completamente tratada termicamente e ao menos parcialmente usinadas antes de ser encrustada por solda com um material CRA tal como INCONEL 625, por exemplo, nas ra- nhuras da vedação do anel em suas conexões de flange. Na prática convencional, tal carca- ça de BOP encrustada seria então aliviada de tensão (ou seja, anelada) em alguma tempe- ratura abaixo da temperatura de têmpera do material base para assegura que a resistência elástica do material fosse preservada.

De acordo com a descrição atual, as fundições, forjas e prensagem usadas no e- quipamento de campo petrolífero, tendo passado por Q&ST, podem ser usinadas para aca- bamento e seletivamente reforçadas (como descrito acima) com um material de revestimen- to sem temperar completamente as fundições, forjas ou prensagens. Uma vez seletivamente reforçado, o material de revestimento pode ser usinado para acabamento (se necessário) para obter sua geometria final. Ademais, seguindo o reforço seletivo, o componente de campo petrolífero pode então passar por uma única etapa de tratamento térmico, referida aqui como uma "têmpera de acabamento", por um período de tempo selecionado em uma temperatura selecionada. Em uma modalidade, o período de tempo selecionado é interme- diário a um tempo exigido para temperar completamente o material base e um tempo exigi- do para endurecer por precipitação o material de revestimento. Além disso, a têmpera de acabamento selecionada pode fornecer um ou mais dentre (a) desenvolver as propriedades mecânicas exigidas do material base, (b) tratamento térmico pós-solda, e (c) endurecimento por precipitação (também conhecido por "endurecimento por envelhecimento") do material de revestimento.

Em outra modalidade, o material de revestimento pode ser reforçado novamente

por um "tratamento térmico suplementar" após a têmpera de acabamento pela aplicação seletiva de calor. Por exemplo, mantas cerâmicas de aquecimento elétrico bem conhecidas na técnica podem ser usadas para "envelhecer de forma suplementar" o material de reves- timento. Em uma modalidade exemplificada do envelhecimento suplementar do material de revestimento, o calor é aplicado à superfície do material de revestimento com mantas cerâ- micas de aquecimento elétrico tal que o gradiente de temperatura seja desenvolvido através do material de revestimento e do material base, tal que a temperatura do material base seja sempre menor do que a temperatura da têmpera de acabamento (ou, em particular, menor do que a temperatura de têmpera de acabamento menos aproximadamente 10° C a 37,78° C (50 a 100° F)).

Em outra modalidade, o material de revestimento endurecível por precipitação pode ser aplicado como reforço seletivo a um componente de campo petrolífero convencional- mente arrefecido e temperado no final (como discutido abaixo), então o revestimento pode ser "envelhecido de forma suplementar" como acima sem afetar a têmpera "final". Em algumas modalidades, o processo de têmpera final é facilitado por um vínculo

entre a temperatura de têmpera do material base e a temperatura de endurecimento por precipitação do material de revestimento. Em algumas modalidades, o material base pode ter uma temperatura de têmpera dentro de 37,78° C (100° F) de uma temperatura de enve- lhecimento do material de revestimento. Em outras modalidades, pode haver apenas 23,89° C ou 10° C (75° F ou 50° F) separando as duas temperaturas.

Assim, em algumas modalidades, os tempos exigidos por ambos o ciclo de têmpera desejado e o ciclo de endurecimento por precipitação desejado são tais que eles podem coincidir em um tempo de têmpera final total (tempo de permanência mais tempo de satura- ção), alcançando as propriedades exigidas de ambos o material base e o material de reves- timento. Em outras modalidades, os tempos exigidos por ambos o ciclo de têmpera e o ciclo de endurecimento por precipitação são tais que um tempo de têmpera de acabamento total intermediário a um tempo de têmpera desejado e um tempo de endurecimento por precipita- ção desejado pode alcançar as propriedades exigidas de ambos o material base e o material de revestimento.

A têmpera de acabamento, como mencionada acima, pode resultar nas proprieda- des desejadas para ambos o material base e o material de revestimento. Em algumas mo- dalidades, a têmpera de acabamento pode resultar no material base desenvolvendo uma resistência elástica entre 80 ksi e 95 ksi. Em outras modalidades, a têmpera de acabamento pode resultar no material de revestimento desenvolvendo uma resistência elástica de ao menos 115 ksi. Em ainda outras modalidades, a têmpera de acabamento pode resultar em u componente de campo petrolífero com um material base tendo uma dureza máxima de HRC 22 ou Brinell 237. Em modalidades selecionadas, essas propriedades são alcançadas para cada componente.

Em algumas modalidades, a temperatura de têmpera de acabamento pode estar entre aproximadamente 648,89° C (1200° F) a aproximadamente 704,44° C (1300° F); entre aproximadamente 662,78° C e 704,44° C (1225° F e 1300° F) em outras modalidades; e en- tre 657,22° C e 662,78° C (1215° F e 1225° F) em ainda outras modalidades. Em algumas modalidades, a temperatura de têmpera de acabamento pode ser maior do que a temperatu- ra de tratamento térmico pós-solda do material base.

Em algumas modalidades, o tempo de têmpera de acabamento do componente de campo petrolífero seletivamente reforçado pode ser de a 70.866,1417 s/m a 141.732,283 s/m (30 a 60 minutos por polegada) de tempo de permanência de CST mais uma a duas horas de tempo de "saturação". Em outras modalidades, o tempo de têmpera de acabamen- to para o componente seletivamente reforçado pode ser 70.866,1417 s/m a 106.299,213 s/m (30 a 45 minutos por polegada) de tempo de permanência de CST mais uma a duas horas de tempo de saturação. Em ainda outras modalidades, o tempo de têmpera de acabamento pode ser 89.763,779 s/m a 99.212,598 s/m (38 a 42 minutos por polegada) de tempo de permanência de CST mais aproximadamente uma hora de tempo de saturação.

Como descrito acima, as modalidades descritas aqui podem fornecer um método para fabricar um componente de campo petrolífero seletivamente reforçado. O componente de campo petrolífero pode incluir um material base seletivamente reforçado com um material de revestimento, e o método pode incluir temperar o acabamento do componente petrolífero em um tempo selecionado e temperatura para temperar o material base e endurecer por precipitação o material de revestimento. Com relação agora à FIGURA 7, um diagrama de bloco de um processo para fabri- car um componente petrolífero seletivamente reforçado de acordo com as modalidades des- critas aqui é ilustrado. O processo de fabricação 50 pode incluir a etapa 52, fornecendo um material base para um componente de campo petrolífero. Como um versado na técnica de- veria entender, fornecer 52 pode incluir, mas não está limitado a, forja ou fundição, prensa- gem isostática a quente, usinagem bruta do material base, e normalização do material base. A seguir, o processo de fabricação 50 pode incluir arrefecimento e tempera por pressão (Q&ST) 56 do material base tratado. Seguindo a têmpera por pressão 56, o material base pode ser seletivamente reforçado 58 com um material de revestimento. O reforço seletivo 58 pode incluir, por exemplo, encrustar o material base com uma liga resistente à corrosão, quando a liga resistente à corrosão pode ter uma resistência mais alta do que o material base. Após seletivamente reforçar 58, o componente de campo petrolífero (isto é, o material base e o material de revestimento) pode passar por têmpera de acabamento 60. A têmpera de acabamento 60 pode incluir temperar o acabamento do componente de campo petrolífero em um tempo selecionado e temperatura para temperar o material base e endurecer por precipitação o material de revestimento.

Têmpera de Acabamento

O processo de fabricação da técnica anterior descrito acima pode ser modificado de acordo com a presente descrição como segue. A carcaça de BOP de gaveta pode ser forja- da e usinada bruta da mesma maneira que é presentemente feita, entretanto, o tratamento térmico da carcaça de BOP usinada bruta seria modificado. A carcaça ainda seria normali- zada e austenizada nas temperaturas apropriadas e arrefecida por líquido como na presente prática. Após completar o arrefecimento por líquido, a têmpera seria modificada para um valor muito menor, e uma têmpera por "pressão" ou de baixa temperatura intermediária seria executada. Como anteriormente descrito, um propósito da têmpera por pressão é impedir craqueamento espontâneo ou "autógeno" do material de aço de baixa liga arrefecido durante o processamento até o tempo da têmpera final.

Mediante o recebimento da forja tratada termicamente de têmpera por pressão e u- sinada bruta, a carcaça do BOP pode ser preparada para revestimento de solda. A carcaça de BOP pode então ser soldada em camadas para seletivamente reforçar aquelas áreas determinadas pela análise de tensão descrita acima, que pode ser transferida ao desenho de engenharia. Após toda a soldagem ter sido completada, a carcaça do BOP pode ser car- regada na fornalha de têmpera para têmpera de acabamento, uma combinação de trata- mento térmico da junta de soldagem do material de revestimento no substrato de aço de baixa liga.

A têmpera de acabamento consistiria de uma têmpera do metal base para desen- volver as propriedades mecânicas exigidas do metal base pela especificação do material. A têmpera também forneceria a PWHT da HAZ da junta de soldagem desde que a temperatu- ra de têmpera/envelhecimento estaria acima da temperatura PWHT normalmente usada para o material base / junta de soldagem de CRA. E por último, a têmpera serviria como o tratamento térmico de endurecimento por precipitação para o metal de preenchimento de revestimento CRA de alta resistência.

Esse processo de têmpera de acabamento é possível desde que a temperatura de têmpera do metal base e a temperatura de envelhecimento do material de revestimento CRA podem ser quase idênticas, tal como quando o material base e o revestimento CRA são apropriadamente selecionados e processados. O tempo exigido por ambos o tempo de têmpera e o ciclo de endurecimento por precipitação são tal que eles podem ser uma média e alcançar as propriedades exigidas de ambos os materiais.

As propriedades mecânicas da liga podem ser determinadas pelo uso de um cupom de teste de qualificação separado, QTC, que pode ser tratado termicamente separadamente da própria parte, já que ela é tratada termicamente de acordo com regras específicas dita- das por API para partes a serem usadas na indústria de produção e exploração de petróleo. Por exemplo, para verificar que a carcaça de BOP obedece às exigências de propriedade do material, dois cupons de teste de qualificação, QTCs, podem ser produzidos a partir do mesmo calor do aço a partir do qual a carcaça do BOP é produzida. Os dois cupons de teste de qualificação, QTCs, a partir do mesmo calor do aço de baixa liga a partir do qual a carca- ça foi forjada, podem ser normalizados, austenizados, arrefecidos por líquido e temperados ou simultaneamente ou separadamente da forja de carcaça usando os mesmos tempos e temperaturas de ciclo. Um dos QTCs pode ser temperado em uma temperatura e tempo necessários para desenvolver as propriedades mecânicas exigidas pela especificação do material. O QTC restante pode ser temperado em acabamento junto com o BOP seletiva- mente reforçado. Esses QTCs podem então ser enviados a um laboratório de teste mecâni- co para teste mecânico das propriedades mecânicas para assegurar que o material base e o material de revestimento alcancem as exigências especificadas.

A têmpera de acabamento da carcaça do BOP dessa maneira pode permitir que o material base e o material de revestimento alcancem as propriedades desejadas, incluindo resistência elástica, dureza, e/ou as exigências de NACE para resistência a craqueamento por corrosão sob tensão. Além disso, as incrustações CRA deveriam ser mais resistentes e auxiliam a reduzir as falhas por fadiga axial ou de flexão.

Por exemplo, as forjas ou fundições de Grau F22 podem ser produzidas e usinadas da maneira na qual elas foram normalmente produzidas, como descrito acima. Entretanto, o tratamento térmico pode ser modificado. Os ciclos de temperatura de normalização e auste- nização e tempo junto com o arrefecimento por líquido podem permanecer inalterados. A temperatura de têmpera pode ser alterada entre 482° C (900° F) a 593° C (1100° F) e o tempo na temperatura pode ser reduzido ou permanecer inalterado. A carcaça de BOP for- jada pode então ser seletivamente reforçada com INCONEL 725 ou outra liga ou CRA endu- recível por precipitação.

Uma vez que as operações de soldagem estão completas, a carcaça do BOP sele- tivamente reforçada pode ser carregada em uma fornalha de tratamento térmico para execu- tar uma têmpera de acabamento que pode ser uma combinação de têmpera, envelhecimen- to, e PWHT, para anelar para alívio de tensão o HAZ do metal base de Grau F22 e endure- cer por precipitação o metal de solda de CRA INCONEL 725 e desenvolver as propriedades mecânicas da forja de Grau F22. Outras ligas endurecíveis por precipitação e/ou CRAs, tal como, INCONEL 718 SPF (Liga 718), podem também ser usadas como o metal de preen- chimento para essa aplicação. A temperatura e o tempo da etapa de têmpera de acabamen- to (combinação de têmpera/PWHT/tratamento térmico por endurecimento por precipitação) podem ser determinados pelo registro de qualificação de procedimento de solda ("PQR") e documentados na especificação de procedimento de solda ("WPS"). Após a têmpera de a- cabamento ter sido completada, um QTC similarmente processado pode ser entregue a um laboratório de teste metalúrgico para a determinação das propriedades mecânicas do mate- rial e se elas alcançam as exigências da especificação do material.

Como o PWHT e o ciclo de têmpera podem ser executados simultaneamente com o endurecimento por precipitação do metal de revestimento, não haverá qualquer perda de propriedades mecânicas do metal base como pode ocorrer quando um PWHT separado é executado após a têmpera do metal base de aço de baixa liga.

Em uma modalidade, uma forja de carcaça de BOP de gaveta é produzida de liga F22. A forja bruta é normalizada em 954° C (1750° F) por 70.866,1417 s/m (30 minutos por polegada) de tempo de "permanência" de CST, mais uma hora de tempo de "saturação". Ela é então arrefecida por água e temperada por pressão a 482° C (900° F) por 70.866,1417 s/m (30 minutos por polegada) de CST, mais uma hora.

Opcionalmente, a carcaça de BOP de gaveta arrefecida e temperada por pressão é então usinada bruta, por exemplo, com "gargalos de solda" para facilitar a soldagem de flan- ges à carcaça de BOP. Opcionalmente, vários aparelhos tais como conexão ou dispositivo de flange são então soldados à carcaça Q&ST; esses aparelhos podem preferencialmente também estar compreendidos de liga F22 Q&ST. A carcaça Q&ST é então usinada em aca- bamento e revestida com INCONEL 725 em áreas que exigem reforço seletivo e/ou resis- tência à corrosão aperfeiçoada. Opcionalmente, as áreas revestidas são novamente usina- das. Finalmente, a carcaça usinada em acabamento com reforço de revestimento é "tempe- rada em acabamento" em 660° C (1220° F) por um tempo de "permanência" de aproxima- damente 94.488,189 s/m a 99.212,598 s/m (40 a 42 minutos por polegada) de CST, mais um tempo de "saturação" de uma hora. Seguindo esse procedimento, a resistência elástica do material base F22 será aproximadamente 85.000 psi, e a resistência elástica do revesti- mento INCONEL 725 será maior do que 115.000 psi. Adicionalmente, o processo de têmpe- ra de acabamento também servirá para aliviar as tensões residuais nas zonas afetadas por calor das soldas, então não há necessidade por PWHT suplementar.

Em outra modalidade, uma carcaça BOP anular pode ser fabricada a partir de forjas

de anel de 8630 Modificada que foi arrefecida e temperada por pressão para aproximada- mente 900° F em 30 minutos por polegada de tempo de "permanência" de seção crítica mais uma hora de tempo de "saturação". Os anéis Q&ST podem ser empilhados juntos e solda- dos por penetração completa extremidade a extremidade. A pilha soldada de anéis Q&ST pode ser usinada e seletivamente reforçada com material de revestimento INCONEL 725, então temperado em aproximadamente 1260° F por um tempo de permanência de aproxi- madamente 70.866,1417 s/m a 106.299,213 s/m (30 a 45 minutos por polegada) de tempo de permanência de CST1 mais um tempo de saturação de aproximadamente uma hora.

Endurecimento por Precipitação Suplementar Como descrito acima, o material de revestimento pode ser endurecido por precipi-

tação de forma suplementar para aumentar a resistência elástica do material de revestimen- to. O endurecimento por precipitação suplementar pode alcançar as propriedades exigidas de ambos o material base e o material de revestimento. O calor pode ser seletivamente apli- cado a ao menos uma parte do material de revestimento, e em algumas modalidades, o ma- terial de revestimento pode desenvolver uma resistência elástica de ao menos 115 ksi en- quanto a dureza do material base permanece Brinell 237 ou menos.

O endurecimento por precipitação suplementar pode ser executado em um compo- nente de campo petrolífero Q&ST seletivamente reforçado em algumas modalidades. Por exemplo, como descrito acima, as fundições, forjas, e prensagens usadas em equipamento de campo petrolífero, tendo passado por Q&ST, podem ser usinadas em acabamento, sele- tivamente reforçadas sem temperar completamente as fundições, forjas, ou prensagens, e então temperadas em acabamento por um período de tempo selecionado em uma tempera- tura selecionada. O componente de campo petrolífero temperado em acabamento pode en- tão passar por endurecimento por precipitação para reforçar novamente o material de reves- timento sem têmpera adicional do material base.

O endurecimento por precipitação suplementar pode também ser executado em um componente de campo petrolífero convencionalmente arrefecido e temperado no final. As fundições, forjas, e prensagens usadas em componentes de campo petrolífero podem ser completamente tratadas termicamente por processos incluindo normalização, austenização, anelamento de solução, têmpera, endurecimento por precipitação, tratamento térmico, e outros métodos conhecidos na técnica para alcançar as propriedades de material base final desejadas antes deles serem revestidos ou encrustados com o material de CRA. O compo- nente de campo petrolífero convencionalmente arrefecido e temperado no final pode então ser envelhecido de forma suplementar para reforçar novamente o material de revestimento sem afetar a têmpera "final".

Durante o endurecimento por precipitação suplementar, ao menos uma parte do componente de campo petrolífero pode ser ativamente resfriada, desse modo mantendo o material base em uma temperatura menor do que uma temperatura de têmpera do material base. Como usado aqui, "resfriamento ativo" pode incluir resfriamento condutivo, resfriamen- to condutivo forçado, troca de calor com um meio tal como um fluido em movimento (vapor ou líquido), resfriamento por aspersão (por exemplo, uma aspersão de água em uma parte da superfície), ou outros meios de resfriamento conhecidos pelos versados na técnica, ex- clusivo de resfriamento convectivo natural ou por ar parado. O resfriamento ativo pode ser usado, por exemplo, onde a temperatura de endurecimento por precipitação do material de revestimento excede a temperatura de têmpera do material base.

Em algumas modalidades, o material base pode permanecer ao menos 10° C (50° F) abaixo de uma temperatura de têmpera do material base durante o endurecimento por precipitação seletivo do material de revestimento; ao menos 23,89° C (75° F) abaixo em ou- tras modalidades; e ao menos 37,78° C (100° F) abaixo em outras modalidades.

Adicionalmente, o reforço seletivo de um componente de campo petrolífero pode não resultar em uma espessura uniforme de material de revestimento sobre uma superfície inteira. Em algumas modalidades, a espessura do material de revestimento pode variar. Por exemplo, como ilustrado na FIGURA 8A, um reforço seletivo pode ser aplicado onde uma parte do material de revestimento 30 é grossa, diminuindo gradualmente até uma espessura mínima em uma interface de superfície 32 do material base 34 com o material de revesti- mento 30. Em outras modalidades, um reforço seletivo pode ser aplicado onde o material de revestimento 30 tem uma espessura uniforme ou quase uniforme, mesmo na interface 32 com o material base 34, como ilustrado na FIGURA 8B.

Onde o material de revestimento é envelhecido de forma suplementar, aquecer se- letivamente a superfície inteira do material de revestimento pode resultar no material base, na interface 32 ou próximo a ela, excedendo a temperatura de têmpera do material base. Para evitar exceder a temperatura de têmpera do material base na interface ou próximo a ela, o endurecimento por precipitação pode incluir o aquecimento seletivo de somente uma parte da camada de revestimento. Por exemplo, como ilustrado na FIGURA 8B, a parte cen- tral 36 da camada de revestimento 30 pode ser seletivamente aquecida, onde a condução pode endurecer por precipitação as partes externas do material de revestimento 30 enquan- to mantendo a temperatura do material base 34 na interface 32 ou próximo a ela abaixo de uma temperatura de têmpera do material base 34. Dessa maneira, o material base 34, mesmo na interface 32 com o material de revestimento 30, pode permanecer em uma dure- za de Brinell 237 ou menos.

Com relação agora às FIGURAS 9A e 9B, os resultados de simulações de FEA e- xecutadas para investigar as diferenças entre o resfriamento ativo e o resfriamento por ar parado de uma camada de revestimento durante um processo de endurecimento por precipi- tação suplementar são mostrados. Neste exemplo, as simulações de FEA foram executadas em um cilindro de F22 de diâmetro interno de 48,36 cm (19 polegadas) e de 30,48 cm (12 polegadas) de espessura tendo uma camada de revestimento de 1,27 cm (0,5 polegada) de INCONEL 725 aplicada a seu diâmetro interno. Para simplificar o modelo, uma espessura de camada uniforme foi assumida. A superfície da camada de revestimento foi ajustada em 732° C (1350° F), e a temperatura da superfície externa do cilindro foi variada com base no resfriamento ativo e no resfriamento por ar parado.

Como mostrado nas FIGURAS 9A e 9B, o resfriamento por ar parado pode resultar em uma temperatura de parede externa de aproximadamente 426,67° C (800° F), sendo que o resfriamento ativo pode manter a temperatura da parede externa até 23,89° C (75° F). Mais importante, o resfriamento ativo pode manter o material base, na interface com o mate- rial de revestimento (profundidade de 1,27 cm (0,5 polegada)), em uma temperatura menor do que a temperatura de têmpera do material base, 1180° F. Em contraste, o resfriamento por ar parado resultou no material base excedendo a temperatura de têmpera. Esses resul- tados da simulação indicam que o resfriamento ativo pode fornecer um método para endu- recer por precipitação de forma suplementar uma camada de revestimento, enquanto man- tém o material base em uma temperatura abaixo da temperatura de têmpera do material base.

Em modalidades selecionadas, durante o endurecimento por precipitação suple- mentar, ao menos uma parte do material de revestimento pode ser seletivamente aquecida a uma temperatura entre aproximadamente 676,67° C e 760° C (1250° F e 1400° F). Em algumas modalidades, durante o endurecimento por precipitação suplementar, ao menos uma parte de uma superfície do componente de campo petrolífero pode ser mantida em uma temperatura de 121° C (250° F) ou menos; 93,33° C (200° F) ou menos em outras mo- dalidades; 65,56° C (150° F) ou menos em outras modalidades; 37,78° C (100° F) ou menos em outras modalidades; 23,89° C (75° F) ou menos em outras modalidades, e 10° C (50° F) ou menos em ainda outras modalidades.

Perfil de Temperatura / Gradiente de Resistência

Em algumas modalidades, os componentes de campo petrolífero, tal como preven- tores de explosão de gaveta, podem ser usados em ambientes de alta pressão ou de alta pressão e alta temperatura, como discutido acima. Como tal, pode ser necessário alcançar uma exigência de resistência elástica mínima em uma profundidade particular a partir da superfície. Por exemplo, para um preventor de explosão de gaveta de 18 % polegada capa- citado para pressão operacional de 20.000 psi, pode ser exigido que a gaveta tenha uma resistência elástica mínima de 120 ksi ou mais em uma profundidade de aproximadamente 0,95 cm (0,375 polegada) a partir do diâmetro interno. As taxas de pressão mais altas po- dem exigir resistência elástica ainda maior em uma profundidade particular. Os modelos de FEA, como discutido acima, podem ser usados para determinar a exigência de resistência elástica mínima em uma profundidade particular para uma taxa de pressão desejada.

Desenvolver a resistência elástica mínima exigida em uma profundidade particular precisa ser executado sem aumentar o material base acima da dureza máxima permitida. O endurecimento por precipitação suplementar do material de revestimento pode ser usado para alcançar as propriedades desejadas em ambos o material base e o material de reves- timento, onde o endurecimento por precipitação suplementar pode incluir aquecimento sele- tivo e resfriamento ativo, como descrito acima.

Para desenvolver a resistência elástica mínima do material de revestimento deseja- da em uma profundidade particular, o material de revestimento pode ser endurecido por pre- cipitação por um tempo selecionado e em um perfil de temperatura selecionado. O endure- cimento por precipitação, dessa maneira, pode resultar no material de revestimento desen- volvendo um gradiente de resistência selecionado. "Perfil de temperatura selecionado" refe- re-se a desenvolver um gradiente de temperatura desejado através do componente de cam- po petrolífero, através de aquecimento seletivo e opcionalmente resfriamento ativo, tal que o material de revestimento endurece por precipitação para reforçar novamente o material de revestimento sem temperar adicionalmente o material base. Como o perfil de temperatura é imposto através do componente de campo petrolífero, o material de revestimento endurece por precipitação em diferentes graus, resultando em um gradiente de resistência através do material de revestimento. Assim, o "tempo selecionado" refere-se a um tempo suficiente pa- ra endurecer por precipitação o material de revestimento a uma resistência desejada em uma profundidade particular, com base no perfil de temperatura selecionado e nas exigên- cias de resistência mínima em uma profundidade particular.

O endurecimento por precipitação suplementar para um tempo selecionado e em um perfil de temperatura selecionado pode ser executado em um componente de campo petrolífero passado por Q&ST reforçado seletivamente em algumas modalidades. Por e- xemplo, como descrito acima, as fundições, forjas, e prensagens usadas em equipamento de campo petrolífero, tendo passado por Q&ST, podem ser usinadas acabadas, seletiva- mente reforçadas sem completamente temperar as fundições, forjas ou prensagens, e então temperadas acabadas por um período de tempo selecionado em uma temperatura selecio- nada. O componente de campo petrolífero temperado acabado pode então passar por endu- recimento por precipitação suplementar em um perfil de temperatura selecionado para refor- çar adicionalmente o material de revestimento sem adicionalmente temperar o material ba- se, resultando no material base desenvolvendo um gradiente de resistência selecionado.

O endurecimento por precipitação suplementar por um tempo selecionado e em um perfil de temperatura selecionado pode também ser executado em um componente de cam- po petrolífero convencionalmente arrefecido e temperado final. As fundições, forjas, e pren- sagens usadas em componentes de campo petrolífero podem ser completamente tratadas termicamente por processos incluindo normalização, austenização, anelamento de solução, têmpera, endurecimento por precipitação, tratamento térmico, e outros métodos conhecidos na técnica para alcançar as propriedades do material final desejadas antes de eles serem encrustados ou revestidos com o material CRA. O componente de campo petrolífero con- vencionalmente arrefecido e temperado final pode então passar por endurecimento por pre- cipitação suplementar para reforçar adicionalmente o material de revestimento sem tempe- rar adicionalmente o material base "temperado final", resultando no material de revestimento desenvolvendo um gradiente de resistência selecionado.

O gradiente de resistência selecionado pode incluir uma resistência mínima em uma profundidade particular. Por exemplo, em algumas modalidades, o material de revesti- mento pode desenvolver uma resistência elástica de ao menos 125 ksi em uma superfície do material de revestimento. Em outras modalidades, o material de revestimento pode de- senvolver uma resistência elástica de ao menos 130 ksi em uma superfície do material de revestimento; ao menos 135 ksi em outras modalidades; e ao menos 140 ksi em ainda ou- tras modalidades.

Em algumas modalidades, o material de revestimento pode desenvolver uma resis- tência elástica de ao menos 115 ksi em uma profundidade de aproximadamente 0,95 cm (0,375 polegada). Em outras modalidades, o material de revestimento pode desenvolver uma resistência elástica de ao menos 120 ksi em uma profundidade de aproximadamente 0,95 cm (0,375 polegada); ao menos 125 ksi em outras modalidades; ao menos 130 ksi em outras modalidades; e ao menos 135 ksi em ainda outras modalidades. Em outras modali- dades, o material de revestimento pode desenvolver uma resistência elástica de ao menos 120 ksi em uma profundidade de aproximadamente 1,11 cm (0,4375 polegada); ao menos 120 ksi em uma profundidade de aproximadamente 1,27 cm (0,500 polegada) em outras modalidades; e ao menos 120 ksi em uma profundidade de aproximadamente 1,43 cm (0,5625 polegada). Assim, a resistência elástica mínima e a profundidade particular podem ser variadas, dependendo do critério de projeto (por exemplo, regulador) aplicado.

A FIGURA 10 ilustra graficamente um gradiente de resistência que pode resultar do endurecimento por precipitação de um material de revestimento por um tempo selecionado e em uma temperatura selecionada. Para simplificar o gráfico, um cilindro de um material base de diâmetro interno de 48,36 cm (19 polegadas) e de 30,48 cm (12 polegadas) de espessura tendo uma resistência elástica mínima de têmpera de acabamento de 85 ksi, e uma camada de revestimento de 1,9 cm (0,75 polegada) uniforme aplicada ao diâmetro interno do cilindro são assumidos.

Para gerar o perfil de temperatura selecionado, o resfriamento ativo é usado para manter a temperatura da parede externa em 23,89° C (75° F), e a camada de revestimento é seletivamente aquecida a uma temperatura de superfície de 732° C (1350° F). O envelheci- mento por calor por um tempo selecionado no perfil de temperatura selecionado pode resul- tar no material de revestimento desenvolvendo o perfil de resistência ilustrado. A superfície do material de revestimento pode desenvolver uma resistência elástica mínima de ao menos 135 ksi, sendo que o material de revestimento pode desenvolver uma resistência elástica mínima de ao menos 120 ksi. O material base, por toda a espessura inteira (isto é, a parte da curva à direita do ponto de 1,9 cm (0,75 polegada) correspondente à interface entre o material base e o material de revestimento), é mantido em uma temperatura abaixo de 593° C (1100° F), abaixo da temperatura de têmpera do material base, resultando em nenhum endurecimento por precipitação adicional do material base. A FIGURA 10 é um diagrama simplificado, mostrando um exemplo de um perfil de

resistência que pode resultar do gradiente de temperatura selecionado para um metal de revestimento não específico. Os gradientes de resistência resultantes atuais podem depen- der do metal selecionado para a camada de revestimento, a espessura da camada de reves- timento, o perfil de temperatura selecionado, e o tempo selecionado no perfil de temperatura selecionado. Essas variáveis podem ser manipuladas de acordo com os ensinamentos for- necidos aqui para resultar em um gradiente de resistência de material de revestimento sele- cionado.

Flange Inferior Não Integral

Como mencionado acima, as carcaças de preventor de explosão de gaveta, tendo um flange inferior integral e capacitadas para altas pressões, podem ser muito pesadas para fabricação como uma forja de única peça. Adicionalmente, os preventores de explosão de gaveta dupla tendo capacidade para altas pressões pode também ser desejados. As técni- cas descritas acima, incluindo reforço seletivo, têmpera de acabamento, e tratamento térmi- co suplementar, podem ser usadas para fabricar um preventor de explosão de gaveta de alta pressão, incluindo preventores de explosão de gaveta dupla, tendo um flange inferior não integral.

Um preventor de explosão de gaveta capacitado para alta pressão fabricado tendo um flange não integral deve levar em conta a têmpera do material base, a operação de re- forço seletivo / camada de revestimento, o tratamento térmico pós-solda da solda conectan- do o flange inferior à carcaça do preventor de explosão, bem como o endurecimento por precipitação do reforço seletivo/camada de revestimento.

Uma carcaça de preventor de explosão de gaveta pode ser forjada separadamente a partir de um flange forjado do tamanho apropriado e configuração para encaixar com a carcaça. Em algumas modalidades, a carcaça do preventor de explosão de gaveta pode ser normalizada e usinada bruta. Em outras modalidades, o flange pode ser normalizado e usi- nado bruto.

A carcaça do flange e o flange podem então ser soldados na fabricação juntos, for-

mando um preventor de explosão com flange. Em algumas modalidades, o metal de preen- chimento usado para a soldagem na fabricação é um metal de preenchimento tratável a quente capaz de ser arrefecido e temperado para as propriedades mecânicas exigidas pela carcaça e pelo flange. Em modalidades selecionadas, a composição de metal de preenchi- mento pode combinar com a composição do material base usado para fabricar a carcaça de preventor de explosão de gaveta. Em outras modalidades, a composição do metal de preen- chimento pode combinar com a composição do material usado para fabricar ambos a carca- ça do preventor de explosão de gaveta e o flange.

O flange e a carcaça soldados podem ser seletivamente reforçados com um mate- rial de revestimento e tratados a quente para desenvolver as propriedades selecionadas em cada um do material de revestimento e do material base usado para forjar e soldar o flange e a carcaça. Desenvolver as propriedades selecionadas no flange e carcaça soldados pode ser executado de uma das seguintes maneiras.

Em uma primeira modalidade exemplificada, o flange e a carcaça soldados podem ser temperados por pressão. A parte temperada por pressão pode então ser seletivamente reforçada para as profundidades e nas áreas como exigido pelos desenhos de engenharia, que, em algumas modalidades, pode ser baseada nos resultados e análises do modelo de FEA. A carcaça temperada por pressão seletivamente reforçada pode então ser temperada acabada, como descrito acima, para desenvolver as propriedades selecionadas no material de revestimento e no material base. Como descrito acima, a têmpera de acabamento para tratamento térmico da parte pelo tempo selecionado e em uma temperatura selecionada para temperar o material base e endurecer por precipitação o material de revestimento.

Em modalidades selecionadas, a parte temperada acabada pode adicionalmente passar por endurecimento por precipitação suplementar para seletivamente endurecer por precipitação o material de revestimento sem adicionalmente temperar o material base. Co- mo descrito acima, o endurecimento por precipitação suplementar refere-se a aquecer sele- tivamente ao menos uma parte do material de revestimento por um tempo selecionado e em um perfil de temperatura selecionado. O endurecimento por precipitação suplementar dessa maneira pode resultar no material de revestimento desenvolvendo um gradiente de resistên- cia selecionado.

Em uma segunda modalidade exemplificada, o flange e a carcaça soldados podem ser seletivamente reforçados com um material de revestimento para as profundidades e nas áreas como exigido. A carcaça seletivamente reforçada pode então ser temperada no final. A "têmpera final", como definido acima, refere-se a forjas que são completamente tratadas termicamente por processos incluindo normalização, austenização, anelamento de solução, têmpera, endurecimento por precipitação, tratamento térmico, e outros métodos conhecidos na técnica para alcançar as propriedades do material final desejadas antes de eles serem encrustados ou revestidos com o material CRA. A têmpera final, em algumas modalidades, pode desenvolver as propriedades selecionadas em ambos o material de revestimento e o material base. Em algumas modalidades, a parte temperada final pode adicionalmente pas- sar por endurecimento por precipitação suplementar, como descrito acima, seletivamente endurecendo por precipitação o material de revestimento tal como para desenvolver as pro- priedades selecionadas no material de revestimento sem temperar adicionalmente o materi- al base.

Em uma terceira modalidade exemplificada, o flange e a carcaça soldados podem ser temperados no final. A "têmpera final", como definido acima, refere-se a forjas que são completamente tratadas termicamente por processos incluindo normalização, austenização, anelamento de solução, têmpera, endurecimento por precipitação, tratamento térmico, e outros métodos conhecidos na técnica para alcançar as propriedades do material final dese- jadas antes de eles serem encrustados ou revestidos com o material CRA. A parte tempera- da final pode então ser seletivamente reforçada para as profundidades e nas áreas como exigido. A parte temperada final seletivamente reforçada pode então passar por endureci- mento por precipitação suplementar, como descrito acima, para seletivamente endurecer por precipitação seletivamente o material de revestimento tal como para desenvolver as proprie- dades selecionadas no material de revestimento sem adicionalmente temperar o material base.

Os métodos descritos acima podem resultar em um preventor de explosão de gave-

ta, tendo um flange inferior não integral, alcançando as exigências de projeto para ambos um serviço de campo petrolífero e de alta pressão (por exemplo, exigências NACE para du- reza, etc.). Em algumas modalidades, os métodos descritos acima podem resultar em um preventor de explosão de gaveta dupla (ou mais) tendo um flange inferior não integral, al- cançando as exigências de projeto para ambos serviço de campo petrolífero e de alta pres- são (por exemplo, exigências NACE para dureza, etc.). Um preventor de explosão de gaveta única ou dupla tendo um flange inferior não integral fabricado de acordo com as modalida- des descritas aqui podem ser 20.000 psi, 25.000 psi, 30.000 psi ou mais.

As modalidades e métodos descritos aqui podem vantajosamente fornecer a gera- ção e análise de modelos de componente de campo petrolífero com FEA usando análise de tensão e/ou fadiga para determinar a resposta do componente sob condições de carrega- mento sob fadiga caracterizadas por grandes quantidades de tensão. A análise resultante pode então ser usada para aperfeiçoar o projeto do componente, aperfeiçoar o desempenho do componente sob condições de carregamento em fadiga.

Vantajosamente, as modalidades descritas aqui podem fornecer um método para estabelecer um projeto de componente de campo petrolífero total com base na ASME Seção Vlll Div-3 oi diretrizes de projeto de equipamento de alta temperatura e alta pressão similar. O componente pode satisfazer as exigências NACE de ciclo de vida e tensão de pico. Os métodos e modalidades descritos aqui podem fornecer componentes de campo petrolífero com uma vida útil de trabalho aumentada. Por exemplo, o componente de campo petrolífero pode ser modelado com condições de carregamento sob fadiga simuladas de compressão repetida, flexão, etc., para determinar as características de projeto que podem estender a vida útil de trabalho do componente de campo petrolífero.

Vantajosamente, as modalidades descritas aqui podem fornecer um método para fabricar componentes de campo petrolífero que são menos custosos do que tentar fabricar o componente a partir de uma liga sólida resistente à corrosão de alta resistência ou outro metal que pode alcançar as exigências de NACE MR0175. Isso é especificamente verdadei- ro em vista do fato de que a resistência mecânica do corpo além da camada de revestimen- to 0,635 cm a 1,27 cm (0,250 a 0,500 polegada) a partir das superfícies molhadas com fluido de furo pode ser muito menor do que o exigido dentro de zonas localizadas submetidas à falha por fadiga. Outras modalidades podem fornecer o aperfeiçoamento de projetos de componentes existentes tal que o craqueamento por corrosão sob tensão de sulfeto ou con- dições limites relacionadas à corrosão podem ser alcançadas seletivamente reforçando o componente de campo petrolífero com material de resistência mais alta adequado para uso em um ambiente de petróleo e gás.

A seleção da liga de revestimento pode ser baseada na resistência mecânica au- mentada da camada de revestimento e pode também ser baseada na ligação metalúrgica alcançada entre a camada de revestimento e o substrato. Um atributo adicional da camada de revestimento pode ser a resistência à corrosão que a liga de revestimento pode contribuir para o componente de campo petrolífero. Outro atributo da camada de revestimento é que qualquer estriamento ou goivagem da superfície interior do componente não é provável de se estender abaixo da profundidade da camada de revestimento, assim permitindo que a camada de revestimento continue a proteger o substrato de aço de baixa liga no qual ela é depositada. Particularmente, a camada de revestimento pode também continuar a proteger o componente de corrosão de furo freqüentemente encontrada nas cavidades de componen- tes de campo petrolífero. Além disso, o reparo de goivas na camada de revestimento pode ser mais fácil e menos custoso de executar do que o reparo de dano similar ao substrato de aço de baixa liga.

Em outros aspectos, as modalidades descritas aqui podem vantajosamente fome- cer um método para fabricar componentes de campo petrolífero seletivamente reforçados. O método pode incluir têmpera acabada do componente de campo petrolífero em um tempo e temperatura selecionados para temperar o material base e endurecer por precipitação o ma- terial de revestimento usado para formar o componente de campo petrolífero seletivamente reforçado. Dessa maneira, o método pode vantajosamente fornecer o desenvolvimento das propriedades exigidas do material base, tratamento térmico pós-solda da junta de solda jun- tando o material base e o material de revestimento, e endurecimento por precipitação do material de revestimento.

Em outros aspectos, as modalidades descritas aqui podem vantajosamente forne- cer um método para fabricar componentes petrolíferos seletivamente reforçados, sendo que o método inclui endurecimento por precipitação suplementar do material de revestimento. Em algumas modalidades, o endurecimento por precipitação suplementar do material de revestimento pode ser executado por um tempo selecionado e em um perfil de temperatura selecionado. Dessa maneira, o método pode vantajosamente fornecer o desenvolvimento de um gradiente de resistência ou resistência selecionada no material de revestimento sem aumentar o material base acima da dureza permitida máxima.

Enquanto a invenção foi descrita com relação a um número limitado de modalida- des, os versados na técnica, tendo o benefício desta descrição, apreciarão que outras mo- dalidades podem ser abrangidas, as quais não abandonam o escopo da invenção como descrito aqui. Consequentemente, o escopo da invenção deveria ser limitado somente pelas reivindicações em anexo.

Claims

1. Processo para fabricar um preventor de explosão de gaveta, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende: soldar um flange inferior a uma carcaça, onde ao menos um do flange inferior e da carcaça compreende um material base; reforçar seletivamente o material base com um material de revestimento endurecí- vel por precipitação; e tratar termicamente o flange soldado e carcaça seletivamente reforçada para alcan- çar as propriedades selecionadas em cada um dentre o material de revestimento e o materi- al base.

2. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que a carcaça é fornecida em uma condição normalizada e usinada bruta, e o flange é fornecido em uma condição normalizada e usinada bruta.

3. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO adicionalmente pelo fato de que compreende temperar por pressão o flange e a carcaça soldados.

4. Processo, de acordo com a reivindicação 3, CARACTERIZADO pelo fato de que o tratamento térmico compreende temperar em acabamento o flange soldado e a carcaça seletivamente reforçada por um tempo selecionado e em uma temperatura selecionada para temperar o material base e endurecer por precipitação o material de revestimento.

5. Processo, de acordo com a reivindicação 4, CARACTERIZADO adicionalmente elo fato de que compreende: endurecer por precipitação ao menos uma parte do material de revestimento por um tempo selecionado e em um perfil de temperatura selecionado; onde o endurecimento por precipitação resulta no material de revestimento desen- volvendo um gradiente de resistência selecionado.

6. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que o tratamento térmico compreende têmpera final do flange e da carcaça seletivamente refor- çada juntos.

7. Processo, de acordo com a reivindicação 6, CARACTERIZADO adicionalmente pelo fato de que compreende: endurecer por precipitação ao menos uma parte do material de revestimento por um tempo selecionado e em um perfil de temperatura selecionado; onde o endurecimento por precipitação resulta no material de revestimento desen- volvendo um gradiente de resistência selecionado.

8. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO adicionalmente pelo fato de que compreende a têmpera final do flange e da carcaça soldados.

9. Processo, de acordo com a reivindicação 8, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende: endurecer por precipitação ao menos uma parte do material de revestimento por um tempo selecionado e em um perfil de temperatura selecionado; onde o endurecimento por precipitação resulta no material de revestimento desen- volvendo um gradiente de resistência selecionado.

10. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que o material de revestimento desenvolve uma resistência elástica de ao menos 135 ksi em uma superfície do material de revestimento.

11. Processo, de acordo com a reivindicação 10, CARACTERIZADO pelo fato de que o material de revestimento desenvolve uma resistência elástica de ao menos 120 ksi em uma profundidade de aproximadamente 0,95 cm (0,375 polegada).

12. Processo, de acordo com a reivindicação 11, CARACTERIZADO pelo fato de que o material base desenvolve uma dureza Brinell máxima de 237.

13. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que a carcaça é uma carcaça de preventor de explosão de gaveta dupla.

14. Preventor de explosão do tipo gaveta, CARACTERIZADO pelo fato de que compreende: uma carcaça compreendendo um material base de baixa liga; um furo vertical através da carcaça; um furo horizontal através da carcaça interceptando o furo vertical; um flange soldado à base da carcaça; onde ao menos uma parte da carcaça é seletivamente reforçada com um material de revestimento; e onde a carcaça seletivamente reforçada é tratada termicamente para alcançar as propriedades selecionadas em cada um dentre o material de revestimento e o material base.

15. Preventor de explosão do tipo gaveta, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADO pelo fato de que o tratamento térmico compreende ao menos um dentre uma tempera de pressão, uma têmpera de acabamento, uma têmpera final, e um endureci- mento por precipitação suplementar.

16. Preventor de explosão do tipo gaveta, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADO pelo fato de que a carcaça é uma carcaça de preventor de explosão de gaveta dupla.

17. Preventor de explosão do tipo gaveta, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADO pelo fato de que o material base tem uma dureza Brinell máxima de 237.

18. Preventor de explosão do tipo gaveta, de acordo com a reivindicação 17, CARACTERIZADO pelo fato de que o material de revestimento tem uma resistência elástica de ao menos 135 ksi em uma superfície do material de revestimento.

19. Preventor de explosão do tipo gaveta, de acordo com a reivindicação 18, CARACTERIZADO pelo fato de que o material de revestimento tem uma resistência elástica de ao menos 120 ksi em uma profundidade de aproximadamente 0,95 cm (0,375 polegada).

20. Preventor de explosão do tipo gaveta, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADO pelo fato de que o material de revestimento tem uma resistência elástica de ao menos 120 ksi em uma profundidade de aproximadamente 0,95 cm (0,375 polegada).