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

Обеспечение проектного положения промысловых трубопроводов из полиэтиленовых армированных труб Anaconda

Полиэтиленовые, армированные синтетическими нитями трубы Anaconda™ с наружным диаметром от 75 до 160 мм нашли применение в нефтегазовой отрасли благодаря высокой коррозионной и гидроабразивной стойкости, низкому гидравлическому сопротивлению, долговечности, гибкости, возможности поставки в длинномерных бухтах, простоте и высокой скорости монтажа. Данный вид труб предназначен для строительства подземных трубопроводов различного назначения: нефтепромысловых, транспортирующих нефть, многофазные смеси и эмульсии (нефть, газ, вода, в том числе с высоким содержанием H2S и CO2), попутный нефтяной газ под давлением до 4 МПа; водоводов, транспортирующих высокоминерализованную пластовую, сточную и хозяйственно-питьевую воды под давлением до 4 МПа; распределительных газопроводов природного газа, работающих под давлением до 1,2 МПа. В предлагаемой Вашему вниманию статье приведены основные особенности эксплуатации трубопроводов из труб Anaconda™, а также примеры нарушений требований нормативно-технической документации по обустройству траншеи и их последствия.

20.11.2015 Инженерная практика №11/2015
Тараканов Александр Иванович Заместитель директора ООО «Технология композитов»

Рис. 1. Полиэтиленовая, армированная синтетическими нитями, труба Аnacondaтм
Рис. 1. Полиэтиленовая, армированная синтетическими нитями, труба Аnaconda
Рис. 2. Поставка и хранение труб
Рис. 2. Поставка и хранение труб

Наружный и внутренний слои гибких труб Anaconda™ выполняются из трубного полиэтилена с минимальной длительной прочностью MRS 10 МПа (ПЭ 100). Армирование трубы производится с использованием полиэфирных малоусадочных нитей с повышенной адгезией с пределом прочности 900 МПа (рис. 1, табл. 1). При хранении трубы соединительные узлы должны быть защищены от прямого воздействия ультрафиолетового излучения. Температура хранения составляет от -50°С до +50°С (рис. 2).

Таблица 2. Размеры бухт и мерных труб
Таблица 2. Размеры бухт и мерных труб

Разматывание труб из бухт следует осуществлять при температуре наружного воздуха не ниже +5°С. Разматывание труб при более низких температурах допускается только если созданы условия для предварительного подогрева труб в бухтах до температуры не ниже +5°С. Рекомендуемая скорость разматывания бухты – до 1 км/ч (рис. 3, табл. 2).

Таблица 1. Геометрические параметры трубы
Таблица 1. Геометрические параметры трубы
Рис. 4. Укладочные работы
Рис. 4. Укладочные работы
Рис. 3. Разматывание трубы
Рис. 3. Разматывание трубы

Работы по укладке трубопроводов рекомендуется производить при температуре наружного воздуха не ниже -15°С и не выше +45°С (рис. 4). Вследствие высокого коэффициента линейного удлинения летом укладка труб должна производиться в наиболее холодное время суток, а зимой – в наиболее теплое. Повороты трубопровода следует осуществлять упругим изгибом с радиусом не менее 20 наружных диаметров трубы.

Надземная прокладка «теплых» трубопроводов, как правило, приводит к потере устойчивости и разрушению трубы из-за наличия сжимающих продольных сил, большого (до 220·10-6 1/К°) коэффициента линейного термического расширения и низкого модуля ползучести полиэтилена при повышенных температурах. Для того чтобы удержать трубопроводы из труб Anaconda™ в проектном положении, прокладка осуществляется подземным способом, поскольку только в этом случае труба защемляется грунтом.

Впрочем, при этом также может произойти потеря устойчивости трубопровода из-за низкой удерживающей способности грунта, например, при недостаточном заглублении трубопровода или обводнении грунта.

Рис. 5. Потеря устойчивости надземного участка нефтепровода, AB LOTOS Geonafta, Литва
Рис. 5. Потеря устойчивости надземного участка
нефтепровода, AB LOTOS Geonafta, Литва

ОШИБКИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ТРУБОПРОВОДОВ

Для наглядности приведем несколько примеров нарушения правил строительства и эксплуатации трубопроводов из труб Anaconda™ на нефтепромыслах. Так, потеря устойчивости надземного участка нефтепровода в компании AB LOTOS Geonafta (Литва) вылилась в изгиб трубы (рис. 5). Разрушения удалось избежать за счет своевременного перевода трубы в подземное положение.

Рис. 6. Потеря устойчивости и разрушение незасыпанного участка нефтепровода, ООО «ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компани»
Рис. 6. Потеря устойчивости и разрушение незасыпанного участка нефтепровода, ООО «ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компани»

К более серьезным последствиям привела потеря устойчивости незасыпанного участка нефтепровода ООО «ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компани». В данном случае открытый участок трубопровода длиной около двух метров разрушился спустя всего месяц использования (рис. 6). После ремонта разрушенного участка и его засыпки нефтепровод был вновь запущен в эксплуатацию.

Практика показывает, что подземные трубопроводы могут разрушиться из-за изменения их начального проектного положения – потери устойчивости на прямых участках, при перемещении труб в поперечном направлении и всплытии труб на обводненных участках и т.д. Наиболее неблагоприятным для нормальной эксплуатации трубопровода оказывается перемещение вверх, так как при этом он выходит из грунта и подвергается различным внешним воздействиям (погодные условия, механические воздействия и т.п.). Особенно опасно, когда трубопровод на выпучившемся участке не защемлен грунтом: этот участок оказывается наиболее слабым местом, которое собирает продольные перемещения с прилегающих участков, что, в свою очередь, приводит к еще большему искривлению труб, их перенапряжению и в итоге – к разрушению.

Рис. 7. Параметры траншеи
Рис. 7. Параметры траншеи

Обеспечение проектного положения подземного трубопровода достигается путем соблюдения достаточной глубины траншеи, ее правильной подготовкой, засыпкой и трамбовкой грунта в пазухах трубы (рис. 7).

Минимальное заглубление над верхом трубы должно составлять 0,8 м, а на участках болот, подлежащих осушению, – 1,1 м; в песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований, на пахотных и орошаемых землях – 1,0 м.

Заглубление трубопроводов при положительном перепаде температур проверяется расчетом на продольную устойчивость под воздействием сжимающих температурных напряжений.

Рис. 8. Потеря устойчивости выкидной линии
Рис. 8. Потеря устойчивости выкидной линии

Так, в одном из нефтедобывающих предприятий Юга России недостаточная глубина заложения привела к потере устойчивости выкидных нефтепроводов, а в другом – к выходу их на поверхность в двух местах и разрушению (рис. 8, 9).

Рис. 10. Потеря устойчивости выкидной линии, НГУ «Чернiговнафтогаз», Украина
Рис. 10. Потеря устойчивости выкидной линии, НГУ «Чернiговнафтогаз», Украина
Рис. 9. Потеря устойчивости выкидной линии
Рис. 9. Потеря устойчивости выкидной линии

Последствием небрежной засыпки траншеи в НГУ «Чернiговнафтогаз» (Украина) стал выход трубопровода на поверхность практически по всей длине (рис. 10). После ремонта траншеи и правильной засыпки трубопровод до сих пор находится в эксплуатации.

В ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» выход нефтепровода из проектного положения (потеря устойчивости в горизонтальной плоскости) произошел при размыве грунта транспортируемой средой из пересекающего разрушенного стального трубопровода (рис. 11). Вследствие этого при раскопках стального трубопровода был поврежден смещенный участок полиэтиленового армированного нефтепровода.

Рис. 12. Балластировка трубопровода полотнищами из НСМ
Рис. 12. Балластировка трубопровода полотнищами из НСМ
Рис. 11. Выход нефтепровода из проектного положения, ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»
Рис. 11. Выход нефтепровода из проектного положения, ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»

БАЛЛАСТИРОВКА ТРУБОПРОВОДОВ НА ОБВОДНЕННЫХ УЧАСТКАХ

На участках трасс, сложенных преимущественно песчаными, вечномерзлыми грунтами, и на обводненных территориях может использоваться способ, в котором полотнище из нетканого синтетического материала (НСМ) укладывается на лежащий на дне траншеи (на проектных отметках) трубопровод и на откосы траншеи, закрепляется на бермах специальными металлическими штырями и засыпается минеральным грунтом с устройством грунтового валика над траншеей и полотнищем из НСМ (местным или привозным). Таким способом на проектных отметках был закреплен выкидной нефтепровод в ОАО НК «Магма» (г. Нижневартовск) (рис. 12).

Рис. 13. Балластировка нефтепроводов на обводненных участках, ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»
Рис. 13. Балластировка нефтепроводов на обводненных участках, ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»

Балластировка полиэтиленового трубопровода может производиться с применением мешков с песчано-цементной смесью (ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»). При этом расстояние между пригрузами должно составлять не более трех метров (рис. 13).

Таким образом, соблюдение требований нормативно-технической документации по обустройству траншеи и балластировки – это основа безаварийной эксплуатации промысловых полиэтиленовых армированных трубопроводов. Об этом свидетельствует опыт строительства и эксплуатации более 500 км трубопроводов из труб Anaconda™.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Гибкая высоконапорная труба из композитного материала на основе полиэтилена
Технология производства разрезных тройников для ремонта трубопроводов под давлением без остановки транспорта продукта
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2020

Инженерная практика

Выпуск №08/2020

Механизированная добыча нефти. Ремонт скважин. Наземная инфраструктура. Утилизация ПНГ
Внедрение установок ОРЭ на скважинах малого диаметраЭксплуатация осложненного фонда скважинОПИ струйных насосных установок для добычи нефтиПовышение эффективности объектов наземной инфраструктурыОПИ трехпакерных компоновок для ЛНЭКТехнологии транспорта высоковязких нефтейАвтоматизация метрологического обеспеченияОптимизация процесса закачки ВГС в пласт
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд – 2020
Производственно-техническая отраслевая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2020

24-26 ноября 2020 г., г. Сургут
Конференция проводится очно при благоприятной обстановке с COVID-2019 в России. Количество участников ограничено. Тематика: 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. В рамках Конференции предполагается выезд на производственные объекты Региона для представителей нефтегазовых компаний.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – ноябрь 2020
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

9-13 ноября 2020, г. (онлайн)
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «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 рамках авторского курса С. Балянова.