Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Основные проблемы применения стеклопластиковых труб и пути их решения

Стеклопластиковые трубы (СПТ) успешно эксплуатируются во всем мире уже более 50 лет. Композитные трубы отличаются высокой прочностью на растяжение, сжатие, изгиб, кручение, абсолютно не подвержены коррозии. Кроме того, отсутствуют блуждающие токи, а относительно быстрый и простой монтаж требует в 3-4 раза меньше времени. Средний срок службы СПТ в агрессивной среде превышает 20 лет. В свою очередь, вес стеклопластиковых труб в 4-5 раз меньше веса стальных, что существенно облегчает все операции.

За последние годы производителям удалось существенно повысить качество производства композитных труб из стеклопластика с учетом положительного и отрицательного опыта их эксплуатации. Благодаря этому, нефтяные компании все чаще выбирают именно СПТ для прокладки внутрипромысловых трубопроводов в качестве надежного и долговечного решения.

Как же выбрать из большого сортамента стеклопластиковых труб те, которые наилучшим образом подойдут для Вашего проекта?

10.02.2017 Инженерная практика №10-11/2016
Волков Алексей Станиславович Руководитель направления промышленных трубопроводов ООО «НЦК»

В настоящее время существует несколько вариантов исполнения стеклопластиковых труб в зависимости от материала и конструкции внутреннего гермослоя. Во-первых, может использоваться лейнер – полиэтиленовая труба. Во-вторых, герметизирующий слой может быть выполнен из материала с высоким содержанием смолы (связующего вещества). Наконец, может применяться эластичный пленочный материал (рис. 1). При этом для каждого из решений характерны свои преимущественные разрушающие СПТ процессы.

Рис. 1. Виды конструктивно-технологических решений производства стеклопластиковых труб (гермослоя)
Рис. 1. Виды конструктивно-технологических решений производства стеклопластиковых труб (гермослоя)
Рис. 2. Развитие микротрещин в стенке трубы с высоким содержанием связующего
Рис. 2. Развитие микротрещин в стенке трубы с высоким содержанием связующего
Рис. 3. «Выпотевание» перекачиваемой среды через трещины
Рис. 3. «Выпотевание» перекачиваемой среды через трещины

Так, в стенке трубы с высоким содержанием связующего вещества происходит процесс развития микротрещин (рис. 2). Частые перепады давления при эксплуатации трубопроводов приводят к увеличению размеров микротрещин, которые со временем превращаются в магистральные трещины. Также вследствие механического удара или сильного изгиба на внутренней поверхности трубы в герметизирующем слое могут образоваться трещины, через которые просачивается сначала газ, а со временем иная транспортируемая среда, образуя протечку, так называемый процесс «выпотевания» (рис. 3).

Рис. 4. Кессонный эффект в полиэтиленовой трубе с эластичным пленочным материалом
Рис. 4. Кессонный эффект в полиэтиленовой трубе с эластичным пленочным материалом
Рис. 5. Проявление «кессонного эффекта» при сбросе давления в двухслойной стеклопластиковой трубе
Рис. 5. Проявление «кессонного эффекта» при сбросе давления в двухслойной стеклопластиковой трубе

Трубы с лейнером из полиэтиленовой трубы и эластичным пленочным материалом эффективны для транспортировки агрессивных химических сред с малым содержанием газа. При работе с флюидом с повышенным газосодержанием такие трубы подвержены кессонному эффекту: во время транспортировки среды внутренний слой насыщается молекулами присутствующего газа и в случае снижения давления пузырьки газа расширяются, смещая слой в сторону наименьшего давления. В результате происходит отрыв герметизирующего слоя от основной трубы (рис. 4, 5).

На основе опыта эксплуатации труб с лейнерами и эластичными пленочными материалами была разработана трехслойная стеклопластиковая труба. Предлагаемая конструкция позволяет избежать недостатков двухслойных труб и максимально использовать положительные свойства материалов. Это достигается за счет размещения герметизирующего слоя в среднем слое стенки трубы, что делает невозможным проявления «кессонного эффекта», позволяет защитить герметизирующий слой от абразивных частиц и инородных тел, повысить стойкость к изгибным и локальным нагрузкам и существенно снизить ограничения при транспортировке и укладке труб.

Рис. 6. Трехслойная стеклопластиковая труба
Рис. 6. Трехслойная стеклопластиковая труба

В качестве герметизирующего слоя используются полиолефиновые материалы с поперечной прошивкой и относительным удлинением при разрыве более 300%, что позволяет обеспечить абсолютную герметичность трубы до момента ее разрушения. При этом наружная стенка трубы прочно скреплена с герметизирующим слоем, а внутренняя – откреплена от него, что позволяет транспортировать нефтепродукты с практически любым уровнем газосодержания (рис. 6).

Известно, что под действием длительной нагрузки композиты (стеклопластики) теряют свою прочность быстрее, чем сталь. Это обстоятельство давно исследовано и проверено производителями, в том числе и на натурных объектах. Поэтому назначаемые для труб и узлов их соединений запасы по герметичности и прочности должны быть не менее четырехкратных, если речь идет о сроках эксплуатации более 10 лет, особенно в подвижных грунтах, в условиях циклически изменяющихся нагрузок.

Одно из прописных правил для всех организаций-разработчиков различных конструкций труб, включая трубы из композиционных материалов (в том числе и из стеклобазальтопластиков) требует соблюдения следующей последовательности подтверждения их пригодности к использованию в составе нефтегазопроводов:

1.    подтверждение прочности и герметичности (длительную прочность) труб и узлов соединений при автономных испытаниях;

2.    подтверждение стойкости труб и узлов их соединений к воздействию агрессивных сред, насыщенных сероводородом и углекислым газом, а также стойкости к «кессонному» разрушению стенки трубы при сбросах давления.

Для подтверждения характеристик труб необходимо производить испытания в сертифицированных организациях по методикам, имитирующим воздействие внешней и внутренней среды, перепады давлений, подвижки грунтов, влияние агрессивных сред. Без этих испытаний трубы не могут допускаться в эксплуатацию, особенно, в нефтяной промышленности при давлениях выше 25 кгс/см2. Испытания необходимо проводить на завершенном продукте, а не на образцах, так как они не могут показать весь спектр нагрузок, которым подвержена труба.

Испытаниям должны подвергаться не только сами трубы, но и узлы стыка, так как это самое «нагруженное» место в трубопроводе. Каждый стык должен испытываться на герметичность при четырехкратном эксплуатационном давлении, при испытаниях обязательно должна присутствовать осевая нагрузка на узел соединения от действия внутреннего давления.

Только при соблюдении всех мероприятий нефтяные компании получат трубу, которая будет служить им долгие годы в самых экстремальных ситуациях.

Экономическая эффективность применения стеклопластиковых труб перед стальными очевидна. Несмотря на то, что стоимость погонного метра СПТ выше, затраты на монтаж и эксплуатацию СПТ значительно ниже, а необходимость защиты от коррозии полностью отсутствует (см. таблицу).

Таблица. Экономическая эффективность применения стеклопластиковых труб
Таблица. Экономическая эффективность применения стеклопластиковых труб
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Подход к внедрению композитных труб для нефтепромысловых трубопроводов
Экономическая эффективность защиты нефтепромысловых трубопроводов и их соединений от коррозии
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №09/2017

Инженерная практика

Выпуск №09/2017

Механизированная добыча. Трубопроводный транспорт
Эксплуатация осложненного фонда скважин: оборудование, реагенты, методики, ОПИМониторинг работы механизированного фонда скважин, одновременно-раздельная эксплуатацияОборудование и технологии для эксплуатации малодебитных скважин и скважин малого диаметраИспытания высокотемпературных систем погружной телеметрииПроизводство погружных вентильных двигателейДиагностика трубопроводов установками на основе ультразвуковых датчиков
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд — 2017
Производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2017

14-16 ноября 2017 г., г. Тюмень
Анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.