Tubulação de Linha em Bobina: Especificações, Dimensões e Aplicações Offshore

A infraestrutura de campo offshore enfrenta uma restrição crítica: cada solda circunferencial em uma flowline submarina é um ponto de falha potencial que requer inspeção, ensaio e soldadores qualificados trabalhando em condições difíceis. Para linhas de pequeno diâmetro conectando poços submarinos a manifolds, ou transportando fluidos de controle dentro de feixes umbilicais, o número de soldas adiciona tempo de instalação, custo e risco em proporção à lâmina d'água. A tubulação de linha em bobina elimina esse problema fornecendo a tubulação em bobinas contínuas que se desenrolam diretamente de uma embarcação de lançamento por carretel, instalando centenas de metros de tubulação sem uma única solda de topo offshore. O benefício é real, mas não incondicional: enrolar uma tubulação de aço em um carretel induz deformação plástica significativa, e essa deformação impõe requisitos metalúrgicos — sobre o grau, a condição de fornecimento, o equivalente de carbono e o revestimento — que devem ser projetados na especificação de compra desde o início.

A ZC Steel Pipe fabrica tubulação de linha em bobina em NPS 2 a NPS 6 (60,3 mm a 168,3 mm OD) conforme a Especificação API 5L, 46ª Edição, PSL2, com condições de fornecimento M (termomecânica) e Q (têmpera e revenimento), atendendo clientes offshore, submarinos e terrestres no Sudeste Asiático, Oriente Médio e África Ocidental.

O Que É Tubulação de Linha em Bobina?

A tubulação de linha em bobina é tubulação de aço produzida conforme a Especificação API 5L, 46ª Edição, e fornecida enrolada em grandes bobinas contínuas em vez de cortada nas juntas de comprimento aleatório padrão de 12 metros usadas para a maioria das tubulações terrestres e de plataforma. Como a tubulação deve dobrar plasticamente em torno de um carretel ou mandril no estaleiro de fabricação e novamente se endireitar sobre o stinger da embarcação de instalação, apenas diâmetros menores são práticos. A faixa comercial padrão é NPS 2 (60,3 mm OD) a NPS 6 (168,3 mm OD), com espessuras de parede de aproximadamente 4,0 mm a 12,7 mm dependendo do OD, da pressão de projeto e da classificação de serviço.

São utilizadas tanto a fabricação por resistência elétrica (ERW) quanto a fabricação sem costura. O ERW predomina para NPS 2 a NPS 4, onde o processo contínuo de tira para tubulação se integra naturalmente ao bobinamento e produz uma parede consistente em alto volume. A tubulação sem costura é especificada para aplicações de serviço crítico — alta pressão, alta temperatura ou serviço ácido — onde as propriedades da zona de solda são uma preocupação. Bobinas individuais podem atingir 50 toneladas de peso para sistemas de carretel de grandes embarcações, fornecendo comprimentos de tubulação ininterruptos de vários quilômetros a partir de uma única bobina.

O termo tubulação de linha em bobina é às vezes confundido com coiled tubing (CT). São produtos não relacionados. O coiled tubing é uma ferramenta de intervenção de fundo de poço, tipicamente de 25 mm a 89 mm (1 a 3,5 polegadas) de diâmetro, projetada para milhares de ciclos de flexão e regida por suas próprias normas proprietárias. A tubulação de linha em bobina é um produto de duto permanente regido pela API 5L e projetado para um número definido de ciclos de deformação plástica — tipicamente um ciclo de bobinamento mais um ciclo de instalação — não para fadiga cíclica contínua.

Deformação de Bobinamento: Por Que a Metalurgia Importa

Quando a tubulação é enrolada em um carretel, a parede externa entra em tração e a parede interna em compressão. Para uma tubulação que permanece elástica, isso não cria nenhuma mudança permanente. Nos diâmetros e tamanhos de carretel usados na instalação offshore, no entanto, a deformação excede o limite elástico do material e a tubulação deforma plasticamente. Essa deformação plástica deve estar dentro da capacidade do material, ou a tubulação vai fissurar, colapsar ou perder sua integridade de contenção de pressão.

Deformação de Bobinamento — Cálculo Passo a Passo

Para uma tubulação de 114,3 mm (NPS 4) bobinada em um carretel com raio de 7,5 m:

Passo 1 — Identificar o OD da tubulação e o raio do carretel: OD = 0,1143 m, R = 7,5 m

Passo 2 — Aplicar a fórmula de deformação na fibra externa de bobinamento: ε = OD / (2R) = 0,1143 / (2 × 7,5) = 0,1143 / 15,0 = 0,00762 = 0,76%

Passo 3 — Comparar com o limite do material: Alongamento mínimo API 5L PSL2 X65M = 18% em 2 polegadas. A deformação de bobinamento de 0,76% está bem dentro da capacidade de alongamento para o ciclo completo de bobinamento. Porém: a deformação reversa de Bauschinger durante o endireitamento reduz o limite de escoamento efetivo pós-endireitamento. A DNV-ST-F101 exige que esse escoamento reduzido seja usado nos cálculos de projeto de MAOP para a linha instalada — não o valor do certificado original da usina.

Passo 4 — Verificar para NPS 6: OD = 0,1683 m, mesmo raio de carretel R = 7,5 m ε = 0,1683 / 15,0 = 0,01122 = 1,12% Maior deformação para o OD maior — requer qualificação de material mais rigorosa e validação do revestimento. Confirmar com o fornecedor do revestimento que a formulação FBE pode sustentar deformação por flexão acima de 1,1%.

As deformações de bobinamento típicas para a faixa comercial NPS 2–6, em carretéis de 5 m a 10 m de raio, geralmente ficam entre 0,5% e 1,5%. São deformações plásticas substanciais pelos padrões do projeto de dutos, onde os códigos de projeto por tensão circunferencial como ASME B31.8 tratam a tubulação como elástica. O material deve sustentá-las sem fissuração, sem redução significativa de tenacidade e sem deixar a tubulação em uma condição que comprometa seu desempenho em serviço.

É por isso que a condição de fornecimento de processamento termomecânico controlado (TMCP) — designada pelo sufixo M na API 5L — é a escolha padrão para tubulação de linha em bobina. Os aços TMCP atingem sua resistência por meio de laminação controlada e resfriamento acelerado, em vez de alto teor de carbono ou grandes adições de liga. O resultado é um equivalente de carbono (CE Pcm) menor do que os aços de têmpera e revenimento ou normalizados no mesmo grau de resistência, melhor tenacidade Charpy em baixa temperatura e melhor resistência ao trincamento induzido por hidrogênio em condições de serviço ácido. Todas essas propriedades importam mais quando a tubulação foi trabalhada a frio pelo bobinamento.

Um efeito secundário que os engenheiros de suprimentos devem considerar é o efeito Bauschinger. Quando uma tubulação de aço é bobinada em uma direção e depois endireitada na direção oposta, a deformação plástica reversa reduz temporariamente o limite de escoamento aparente. Essa redução é real e deve ser incluída nos cálculos de pressão de projeto da tubulação instalada. A DNV-ST-F101 Submarine Pipeline Systems fornece o referencial para avaliar esse efeito e para estabelecer os critérios de aceitação sobre a deformação plástica acumulada.

Graus API 5L para Tubulação de Linha em Bobina

Três graus PSL2 com condição de fornecimento M cobrem a faixa prática de projetos de tubulação de linha em bobina: X52M, X60M e X65M.

Requisitos de Composição Química (PSL2, Condição de Fornecimento M)

Os máximos de carbono baixos de 0,12% para X60M e X65M apoiam diretamente a bobinabilidade. O menor teor de carbono reduz a temperatura de início da martensita e limita a formação de fases duras na linha de solda em tubulação ERW, contribuindo ambos para a resistência ao trincamento sob flexão plástica. O CE Pcm máx de 0,25 para os três graus reflete os requisitos API 5L PSL2 e é a formulação de equivalente de carbono mais relevante para aços TMCP de baixo carbono.

Requisitos de Tração (PSL2)

A relação máxima limite de escoamento/resistência à tração de 0,93 é um requisito PSL2 que limita a capacidade de encruamento. Para tubulação em bobina, uma relação Y/T menor na condição após o bobinamento fornece maior reserva plástica antes da fratura. Os ensaios de tração pós-bobinamento devem confirmar que o amolecimento pelo efeito Bauschinger não reduziu o limite de escoamento abaixo do valor mínimo especificado.

O PSL2 também exige ensaios de impacto Charpy com entalhe em V. A temperatura de ensaio é específica do projeto e deve refletir a temperatura mínima de instalação e a temperatura mínima de projeto da tubulação instalada. Para águas profundas da África Ocidental a 1.000 m de lâmina d'água, a temperatura do fundo do mar é de aproximadamente 4°C; muitos operadores especificam ensaios Charpy a 0°C ou −10°C.

Serviço Ácido: Anexo H

Para tubulação de linha em bobina que transportará gás ácido úmido ou água produzida ácida — definida pela NACE MR0175 / ISO 15156 como fluidos com pressão parcial de H₂S acima de 0,0003 MPa (0,05 psia) na fase gasosa — PSL2 por si só é insuficiente. A tubulação deve adicionalmente atender à API 5L PSL2 Anexo H, que impõe:

• Máximo de enxofre mais rígido (0,003%)
• Limites de fósforo mais rígidos
• Ensaios de resistência ao HIC conforme NACE TM0284, com limites máximos de razão de comprimento de trinca (CLR), razão de espessura de trinca (CTR) e razão de sensibilidade a trincas (CSR)
• Dureza máxima menor

X52M e X60M na condição PSL2 Anexo H são os graus mais utilizados para flowlines em bobina em serviço ácido. X65M em serviço ácido é alcançável, mas exige controle de processo mais rigoroso e pode requerer ensaios de qualificação do fornecedor antes da colocação da ordem de compra.

Dimensões Padrão: OD, Parede e Peso

A tabela abaixo cobre os principais tamanhos de tubulação de linha em bobina no fornecimento comercial. As faixas de espessura de parede refletem a combinação de requisitos de pressão e limites de bobinabilidade; paredes mais espessas para um dado OD reduzem levemente a deformação de bobinamento (porque D/t diminui), mas aumentam o momento fletor necessário e o peso da bobina por unidade de comprimento.

A ZC Steel Pipe fornece todos os tamanhos da tabela acima tanto em forma ERW quanto sem costura. Para aplicações em serviço ácido, a espessura de parede é verificada em relação à pressão máxima de operação permitida (MAOP) calculada conforme ASME B31.8 ou DNV-ST-F101, com o allowance de corrosão e a tolerância de fabricação incluídos na seleção de parede, não tratados como contingência.

NPS 2 e NPS 2½ em X52M são os tamanhos dominantes para tubos condutores de umbilicais e linhas de injeção química. NPS 4 em X60M ou X65M é o padrão para flowlines de campo conectando poços submarinos a manifolds de produção em lâminas d'água de até aproximadamente 1.500 m. NPS 6 em X65M é usado para linhas de interligação de maior vazão e para sistemas de tubulação em tubulação (pipe-in-pipe) em bobina, onde a tubulação NPS 6 serve como condutora interna.

Para as tabelas completas de graus PSL1 e PSL2, consulte as tabelas da especificação API 5L → e o gráfico de schedules de tubulação ASME B36.10M →

Para calcular a pressão de projeto ou a espessura mínima de parede para seu duto, use a Calculadora de Projeto de Dutos →

Aplicações Offshore

Flowlines de Campo

A aplicação mais comum de tubulação de linha em bobina offshore é a flowline de campo: a curta tubulação conectando uma cabeça de poço submarina ou árvore de natal ao manifold de produção. Os comprimentos tipicamente variam de algumas centenas de metros a três quilômetros. Cada conexão em um sistema convencional de tubulação por juntas exigiria duas a quatro soldas circunferenciais por junta, cada uma das quais deve ser inspecionada por ultrassom automatizado (AUT) ou radiografia em um ambiente submarino desafiador. Uma única bobina de tubulação de linha NPS 4 pode eliminar vinte a quarenta soldas de uma interligação típica, reduzindo substancialmente tanto o cronograma quanto o custo de inspeção.

Interligações em Águas Profundas

À medida que a lâmina d'água aumenta, o tempo no fundo para a instalação de tubulação soldada por juntas aumenta e o custo de reparo de soldas se eleva. Em profundidades acima de 500 m, o lançamento por carretel com tubulação em bobina torna-se economicamente preferível ao S-lay para linhas de até NPS 6. Embarcações modernas de lançamento por carretel operam em lâminas d'água de até aproximadamente 3.000 m com tubulação em bobina NPS 4–6, lançando a velocidades de 1–3 km por dia em comparação com 200–500 m por dia para S-lay em condições equivalentes.

Tubos Condutores de Umbilicais

Os umbilicais submarinos agrupam mangueiras hidráulicas, cabos elétricos e tubos de aço de pequeno diâmetro em uma única estrutura blindada. Os tubos de aço — tubulação de linha em bobina NPS 2 e NPS 3 — transportam fluido hidráulico para sistemas de controle de cabeças de poço e fluidos de injeção química (metanol, inibidor de incrustação, inibidor de corrosão). Esses tubos devem sobreviver ao bobinamento do umbilical durante a fabricação e à tensão de lançamento durante a instalação. API 5L X52M ou X60M PSL2 é o padrão para este serviço; onde o fluido de injeção é ácido, o Anexo H é obrigatório.

Tubulação em Tubulação em Bobina

Os sistemas de tubulação em tubulação (PiP) usam uma manga externa para fornecer isolamento térmico para a tubulação condutora interna, prevenindo deposição de ceras e formação de hidratos em flowlines em águas profundas. Quando a condutora interna é tubulação de linha em bobina NPS 4 ou NPS 6 e a manga externa é uma tubulação de maior diâmetro, o conjunto completo pode ser bobinado em uma embarcação de instalação e lançado em uma única passagem. Este é o método PiP em bobina. A tubulação interna é o elemento estrutural e de contenção de pressão e deve atender a todos os requisitos API 5L PSL2; a manga externa é tipicamente uma tubulação estrutural de especificação inferior.

Aplicações Terrestres

Fora do setor offshore, a tubulação de linha em bobina cumpre um papel especializado, mas valioso, em instalações de processamento terrestres. Conexões curtas de campo entre separadores, coletores e bombas de injeção podem ser feitas com tubulação em bobina para evitar soldagem em campo em áreas congestionadas ou em zonas classificadas onde as permissões de trabalho a quente são difíceis de obter. Linhas de bypass temporárias durante a manutenção da planta são outro uso comum, onde a bobina pode ser redistribuída após a parada.

Quando NÃO Usar Tubulação de Linha em Bobina

Métodos de Instalação

Reel-Lay

O reel-lay é o método de instalação para o qual a tubulação de linha em bobina é projetada. A bobina é carregada no carretel de uma embarcação especialista em um estaleiro de fabricação ou instalação de carga em terra. No mar, a embarcação se posiciona sobre a rota da tubulação e paga a tubulação sobre um stinger curvo que controla o ângulo de saída para a água. A tubulação é endireitada por rolos alinhadores ao passar do carretel, depois curva novamente sobre o stinger antes de pendurar em catenária até o fundo do mar.

O ciclo de deformação plástica que a tubulação experimenta é: bobinamento no estaleiro (uma direção) → transporte no carretel → desbobinamento e endireitamento sobre o alinhador (direção reversa) → flexão sobre o stinger (uma direção) → catenária elástica → lançamento no fundo do mar. Cada evento de flexão contribui para a deformação plástica acumulada. A DNV-ST-F101 (edição vigente) rege os critérios de aceitação de deformação e exige que a deformação plástica acumulada total permaneça abaixo do limite de alongamento do material com um fator de segurança apropriado.

Variante J-Lay

Para águas ultraprofundas, algumas embarcações de lançamento por carretel usam uma configuração J-lay onde a tubulação sai da embarcação quase verticalmente. O ciclo de deformação plástica é semelhante; a principal diferença é a geometria da catenária e a tensão de lançamento resultante, que influencia o projeto da espessura de parede.

Sobrevivência do Revestimento Externo Durante a Instalação

Os revestimentos externos devem sobrevivir ao ciclo de deformação plástica do reel-lay sem descolar ou rachar. As tensões na superfície externa durante o bobinamento podem exceder 1% de deformação localmente. Revestimentos poliméricos espessos — polietileno de três camadas (3LPE) com 3–5 mm de espessura — não conseguem sustentar essa deformação sem micro-fissuração, que então permite a entrada de água do mar e corrosão sob o filme. É por isso que o 3LPE não é usado para tubulação de linha em bobina. FBE externo com espessura controlada (tipicamente 400–500 µm) e sistemas de epoxi líquido de filme fino com compatibilidade de deformação comprovada são a proteção externa padrão para tubulação em bobina.

Tubulação de Linha em Bobina com Revestimento

Revestimento Interno

O epoxi de fusão ligada (FBE) interno é o revestimento interno preferido para tubulação de linha em bobina, aplicado pelo processo eletrostático de pulverização de pó antes do bobinamento. Um FBE interno corretamente formulado a 300–500 µm de espessura de filme seco pode sustentar aproximadamente 0,5% de deformação por flexão sem fissurar, o que está dentro da faixa de aplicações NPS 2–3 em carretéis padrão. Para NPS 4–6, onde as deformações podem atingir 0,75–1,0%, a formulação do FBE e a espessura de aplicação devem ser validadas por ensaios de flexão em corpos de prova representativos antes da aplicação em produção.

O revestimento interno cumpre dois propósitos para a tubulação de linha em bobina: proteção contra corrosão durante a vida operacional da flowline, e melhoria da eficiência de fluxo ao reduzir a rugosidade da parede da tubulação. Para linhas de injeção química, o revestimento interno também previne a contaminação do produto químico injetado por produtos de corrosão.

Revestimento Externo

O revestimento externo para tubulação de linha em bobina é limitado pelo requisito de deformação. As opções em uso comercial atual são:

• FBE externo com espessura reduzida (300–500 µm): A mesma química do FBE interno, mas aplicada externamente. Sobrevive à deformação de bobinamento se a espessura do filme for controlada e a preparação da superfície da tubulação atender a Sa 2.5.
• Epoxi líquido de filme fino: Epoxi de dois componentes sem solvente ou com baixo teor de solvente a 200–500 µm, aplicado sobre FBE ou como revestimento isolado. Deve ser ensaiado para deformação ao raio de bobinamento específico.
• 3LPE ou 3LPP: Não recomendado para tubulação em bobina. A camada superior de polietileno ou polipropileno é rígida demais para dobrar plasticamente sem rachar nas deformações envolvidas no reel-lay.

Para orientação completa sobre seleção de sistema de revestimento, incluindo serviço ácido, águas profundas e aplicações de alta temperatura, consulte o artigo sobre seleção de revestimento de dutos para serviço ácido e ambientes offshore.

Armadilhas de Compra

Armadilha de compra 1 — Sufixo M omitido:

OC incorreta: "API 5L X65 PSL2, 114,3 mm × 8,0 mm, tubulação de linha em bobina."

O que é fornecido: X65Q (têmpera e revenimento) ou X65N (normalizado) — totalmente conforme com API 5L, mas com C máx 0,18% versus 0,12% para X65M, e CE Pcm potencialmente 0,27–0,29 versus o máximo de 0,25 para X65M. Esse aço é mais frágil sob deformação de bobinamento e o CE maior leva a zonas de solda ERW mais duras — ambos aumentando o risco de descolamento do revestimento e trincamento da zona de solda durante o bobinamento.

OC correta: "API Specification 5L, 46ª Edição, PSL2, Grau X65M (L450M), condição de fornecimento TMCP, 114,3 mm × 8,0 mm, fornecimento em bobina. CE Pcm ≤ 0,25 a ser verificado no MTC."

Armadilha de compra 2 — Apenas CE IIW, não CE Pcm:

Para aços TMCP de baixo carbono como X60M e X65M, o CE Pcm (= C + Si/30 + (Mn+Cu+Cr)/20 + Ni/60 + Mo/15 + V/10 + 5B) é o indicador mais sensível de soldabilidade e suscetibilidade ao trincamento a frio do que o CE IIW. Solicitar CE Pcm em cada MTC para tubulação de linha em bobina; o CE IIW sozinho é insuficiente.

Armadilha de compra 3 — Sem ensaio de dobramento em tubulação revestida:

Encomendar tubulação em bobina revestida sem especificar um ensaio de dobramento do revestimento aplicado antes do embarque arrisca descobrir falhas de adesão depois que a tubulação estiver enrolada. Exigir um ensaio de dobramento ao raio de bobinamento especificado em pelo menos uma amostra revestida por corrida antes da aceitação em massa.

Modos de Falha

Modo de falha 1 — Tubulação na condição Q falha o revestimento durante o bobinamento

Mecanismo: X65Q é especificado, mas o sufixo M é omitido da OC. A usina fornece tubulação Q&T com CE Pcm de 0,29. Durante o bobinamento a frio no estaleiro de fabricação, o aço de maior CE encruа de forma menos uniforme do que o aço TMCP, criando concentrações locais de deformação superficial. O revestimento FBE descola em múltiplas áreas da bobina onde a deformação local atingiu o pico. As áreas descoladas não podem ser reparadas in situ — a bobina inteira deve ser descartada.

Diagnóstico: O ensaio de continuidade do revestimento após o bobinamento revela grandes áreas de descolamento. A revisão metalúrgica do MTC confirma a condição de fornecimento Q, não M. O CE Pcm no MTC é 0,29 versus o 0,25 tipicamente obtido por X65M. A OC não continha nenhuma especificação de condição de fornecimento — apenas "API 5L X65 PSL2."

Solução: Todas as OCs de tubulação de linha em bobina devem indicar explicitamente a condição de fornecimento M e CE Pcm ≤ 0,25. Adicionar um ponto de retenção na usina para verificação do CE antes do início do bobinamento.

Modo de falha 2 — O revestimento 3LPE aplicado à tubulação em bobina descola na primeira dobra

Mecanismo: Um projeto especifica revestimento externo 3LPE para proteção contra corrosão de uma flowline submarina, sem perceber que o 3LPE (3–5 mm de espessura) não consegue sustentar a deformação por flexão do bobinamento. No OD da bobina, a superfície externa da camada de polietileno experimenta aproximadamente 1% de deformação à tração. A camada de PE micro-fissura nessa deformação, criando um caminho de descolamento. A água do mar entra na zona descolada durante o reel-lay, levando à corrosão sob o filme que não é detectável até o próximo intervalo de inspeção.

Diagnóstico: A inspeção pós-lançamento (inspeção em linha ou monitoramento de demanda de corrente de proteção catódica) revela uma grande área de corrosão ativa em uma localização previsível na flowline. O padrão de descolamento corresponde à geometria da bobina — confirmando que o modo de falha é o trincamento do PE sob flexão, não defeito de fabricação ou dano em serviço.

Solução: Para tubulação de linha em bobina, especificar FBE externo (400–500 µm) ou epoxi líquido de filme fino compatível com deformação, validado ao raio de bobinamento do projeto. Incluir um ensaio de dobramento do revestimento no programa de qualificação antes do início do revestimento em produção. Nunca especificar 3LPE ou 3LPP para tubulação em bobina.

Modo de falha 3 — Charpy não especificado; tubulação falha na temperatura fria do fundo do mar

Mecanismo: A tubulação de linha em bobina é encomendada conforme API 5L PSL2 sem especificar a temperatura do ensaio Charpy. A usina ensaia a 0°C — o padrão da API. A flowline é instalada a 1.200 m de lâmina d'água onde a temperatura do fundo do mar é de −1°C a 2°C durante todo o ano. Durante um teste hidrostático após a instalação, uma zona de solda fratura a uma energia Charpy consistente com ensaio a 0°C, mas insuficiente para −5°C. O ensaio da API a 0°C mostrou tenacidade adequada; à temperatura real do fundo do mar, o material estava em sua transição dúctil-frágil.

Diagnóstico: A falha ocorre em uma zona de solda durante o teste hidrostático. A aparência da fratura mostra fratura por clivagem consistente com falha frágil. Ensaios Charpy do metal de solda a −5°C confirmam energia abaixo do mínimo para a espessura de parede conforme DNV-ST-F101.

Solução: Sempre especificar a temperatura do ensaio Charpy igual ou abaixo da temperatura mínima de projeto, não o padrão da API 5L. Para aplicações em águas profundas, determinar a temperatura mínima do fundo do mar a partir de dados oceanográficos e subtrair uma margem (tipicamente 5°C) por conservadorismo. Escrever o requisito Charpy explicitamente na OC.

Orientação para Ordem de Compra

Especificar tubulação de linha em bobina requer mais detalhes na ordem de compra do que tubulação padrão por juntas, porque os parâmetros de bobinamento interagem com a especificação do material de formas que afetam a adequação. A lista de verificação a seguir cobre os itens críticos.

Lista de Verificação da Especificação na OC

• Norma: API Specification 5L, 46ª Edição, PSL2
• Grau e condição de fornecimento: Declarar a designação completa do grau — por exemplo, X65M (L450M). Não escrever "API 5L X65" sem o sufixo M.
• OD e parede: Declarar em milímetros, não em designação NPS, para compras internacionais — por exemplo, 114,3 mm × 8,0 mm.
• OD e ID da bobina: Especificar o diâmetro externo máximo da bobina e o diâmetro interno mínimo (tamanho do mandril). Esses determinam o raio mínimo do carretel e, portanto, a deformação de bobinamento que a tubulação deve suportar.
• Peso máximo da bobina: Compatível com a capacidade de manuseio do estaleiro de fabricação e da embarcação de instalação.
• Temperatura de ensaio Charpy: Especificar em °C com base na temperatura mínima de projeto. Não deixar em branco.
• Serviço ácido: Se necessário, adicionar "PSL2 Anexo H" à designação do grau e especificar a solução de ensaio HIC e os critérios de aceitação conforme NACE TM0284.
• Revestimento interno: Declarar tipo, espessura de filme seco e tensão de ensaio de continuidade.
• Revestimento externo: Declarar tipo, espessura de filme seco e requisito de ensaio de deformação.
• Certificados de ensaio de fábrica: Solicitar CE Pcm (não apenas CE IIW), composição química completa, resultados de tração, resultados Charpy e resultados de ensaios HIC se Anexo H.

A equipe técnica da ZC Steel Pipe fornece revisão de especificação de compra para projetos de tubulação de linha em bobina, incluindo cálculos de deformação de bobinamento, avaliação de compatibilidade de revestimento e análise de adequação ao Anexo H, antes da colocação do pedido.