Обеспечение безопасности трубопроводов нефтегазового комплекса совершенствованием конструкции и технологии монтажа комбинированных труб из термопластов

Сравнительные испытания ПНД и ПВД на нефтестойкость в ненапряженном состоянии по ГОСТ 12020 показали, что равновесная концентрация нефти в ПНД около 4 %, а в ПВД – 10 %. После насыщения образцы были испытаны на растяжение: образцы из ПНД при пределе текучести 20 МПа потеряли прочность на 20 %, а у образцов из ПВД при пределе текучести
10 МПа после набухания прочность снизилась на 50 %. Результаты испытаний позволяют сделать вывод о том, что ПНД отвечает требованиям прочности для комбинированных труб, тогда как ПВД не пригоден для производства коррозионно-стойких труб, поскольку в случае длительной их эксплуатации при высоких внутренних давлениях снижение прочности полиэтиленовой оболочки может привести к образованию трещин и нарушению герметичности трубы.

Оценка работоспособности комбинированных труб невозможна без исследования их несущей способности. Такое исследование на основе математических моделей различных видов труб необходимо для определения характера и механизма их разрушения, а также для выявления наименее надежных конструктивных элементов и оптимизации параметров труб. Для этих целей методом конечных элементов было исследовано напряженно-деформи-рованное состояние комбинированных труб. В связи с принципиально разными конструктивными схемами труб ТСК и МПТ расчет несущей способности проведен отдельно для двух указанных видов труб. Для исследований использовался программный прикладной пакет СОSМОS.

Для трубы ТСК рассматривалась трехмерная конечно-элементная модель конструкции (1670 конечных элементов (КЭ) и 576 узлов), в которой стеклопластиковый и полиэтиленовый слои моделировались оболочечными КЭ. Для модели рассчитывались напряжения в обоих слоях трубы при различных внутренних давлениях.

За основные неизвестные в задаче принимаются перемещения узлов. Формируется вектор узловых перемещений {q}. Остальные неизвестные задачи (перемещения произвольных точек, не совпадающих с узлами, деформации и напряжения) могут быть выражены через узловые перемещения.

Все действующие нагрузки приводятся к узлам. Формируется вектор узловых нагрузок {P}. Зависимость между векторами {q} и {P}, полученная на основе принципа возможных перемещений Лагранжа, представляется в виде системы линейных алгебраических уравнений:

[k]·{q} = {P}. (1)

Матрицу [k] называют матрицей жесткости КЭ.

Из решения системы (1) находят узловые перемещения, а затем и все остальные неизвестные задачи.

Результаты исследования напряженно-деформированного состояния конструкции ТСК методом конечных элементов представлены в таблице 1.

Таблица 1

Распределение напряжений в стеклопластиковых

комбинированных трубах при давлении 4 МПа

Диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Эквивалентные напряжения в ПЭ элементах, экв, МПа	Эквивалентные напряжения в стеклопластиковых элементах, экв, МПа	Коэффициент запаса прочности, т/экв
75	6	0,957	41,8	4,3
135	10	0,981	47,0	3,8
150	12	0,995	50,3	3,6
200	16	0,999	51,5	3,5

Анализ результатов показывает, что стеклопластиковая оболочка является наиболее напряженным элементом конструкции трубы. При увеличении расчетного внутреннего давления до 12 МПа растягивающие напряжения в этой оболочке достигают 385 МПа. При такой величине напряжений возможно разрушение стеклопластиковой оболочки с образованием продольной трещины. Основным параметром, определяющим несущую способность трубы, является толщина стеклопластиковой оболочки.

С учетом прочностных свойств стеклопластика и полиэтилена даны рекомендации по применению рассчитанных типоразмеров труб на соответствующие им рабочие давления (таблица 2).

Результаты проведенных стендовых гидравлических испытаний показали расхождение с теоретическими расчетами на 8…10 %.

Таблица 2 Рекомендованные давления для ТСК разных типоразмеров

Внутренний диаметр трубы, мм	Толщина ПЭ оболочки, мм	Внешний диаметр трубы, мм	Толщина стекло-пластиковой оболочки, мм	Рраб, МПа	Рразруш,* МПа
75	3,0	86	2,5	4,0	32
		90	4,5	10,0	70
		97	8,0	20,0	100
130	5,4	146	2,6	2,5	15
		148	3,6	4,0	30
		157	8,1	10,0	60
191	6,0	211	4,0	2,5	15
		214	5,5	4,0	30
293	8,0	317	4,0	1,6	12
		320	5,5	2,5	15
		327	9,0	4,0	20
Примечание * Рразрушения = Ргерметичности

Для конструкции МПТ с целью прогноза характера ее разрушения и оптимизации параметров рассматривалась трехмерная конечно-элементная модель из 2129 КЭ и 720 узлов. Модель строилась из стержневых (стальная арматура) и толстостенных оболочечных (полиэтиленовая матрица) элементов. Вид сетки конечных элементов представлен на рисунке 2. Для модели рассчитывались напряжения в полиэтилене, окружной и продольной арматуре. Моделирование и расчеты проведены для труб диаметрами от 89 до
132 мм. Результаты исследования напряженно-деформированного состояния приведены в таблице 3.

Таблица 3 Распределение напряжений в МПТ при давлении 4 МПа

Диа­метр труб, мм	Толщи­на стен­ки, мм	Размеры ячейки, мм	Диаметр армату­ры, мм	Эквивалентные напряжения в ПЭ элементах, экв, МПа	Напряже­ния в ок­ружной арматуре, окр, МПа	Коэффициент запаса прочности, т/окр
89	10,5	66	2,5	0,7142	180,75	4,72
			3,0	0,5045	127,67	2,43
		88	2,5	0,9337	236,25	1,31
			3,0	0,6631	167,76	1,85
		1010	2,5	1,1412	289,01	1,07
			3,0	0,8147	206,27	1,50

Анализ результатов показывает, что арматура в окружном направлении является наиболее напряженным элементом конструкции трубы. По длине трубы напряжения распределяются практически равномерно. В предположении упругой работы арматуры при внутреннем давлении в трубе 12 МПа рассчитанные растягивающие напряжения в окружной арматуре достигают
565 МПа, что может привести к ее разрушению.

Предположим, что в силу каких-то случайных факторов первым разрушился КЭ 1065, образованный узлами 361 и 362. Удаляем этот КЭ из сетки и проводим новый расчет при том же уровне внутреннего давления
(12 МПа). Удаление элемента 1065 моделирует возникновение концентратора напряжений в окрестности первой точки разрушения окружной арматуры, что приводит к резкому росту напряжений (до 760 МПа) в соседних наиболее напряженных КЭ с номерами 1049 и 1081. На следующем этапе расчета удаляем из сетки КЭ три элемента – 1049, 1065, 1081. Это приводит к росту напряжений в КЭ с номерами 1033, 1097 до 1034 МПа. При этом эквивалентные напряжения в узлах 361, 362, принадлежащих оболочечным КЭ, возрастут до 15,6 МПа. Проведенный анализ позволяет сделать вывод о том, что когда основной несущий элемент трубы окружная арматура полностью исчерпывает свою несущую способность, происходит перераспределение внутренних усилий между арматурой и полиэтиленовой матрицей. При достижении в полиэтиленовых оболочечных элементах разрушающего эквивалентного напряжения происходит окончательное разрушение трубы с образованием продольной трещины.

Натурные гидравлические испытания МПТ при давлении 12 МПа полностью подтвердили прогноз о характере разрушения, сделанный на основании расчетных данных.

Также было исследовано напряженное состояние, возникающее в зоне контакта арматуры с полиэтиленом. Была решена плоская задача теории упругости методом КЭ на сетке из 992 узлов и 974 КЭ. Результат расчета при внутреннем давлении 4 МПа для фрагмента МПТ диаметром 95 мм при диаметре арматуры 2,5 мм представлен на рисунке 3.

Рисунок 3 – Распределение эквивалентных напряжений в стенке

МПТ при Р = 4 МПа

Расчет показывает, что напряжения в полиэтилене в окрестности продольной арматуры не превышают 5 МПа, что обеспечивает четырехкратный запас кратковременной прочности.

Шаг армирующей сетки в окружном направлении несущественно влияет на напряженно-деформированное состояние трубы и может задаваться из конструктивных соображений. В то же время шаг арматуры в продоль­ном направлении оказывает наиболее существенное влияние. Для трубы диаметром 95 мм изменение шага сетки в продольном направлении с 8 до 6 мм привело к понижению растягивающих напряжений в окружной арматуре примерно на 20 %.

Результаты испытания на растяжение элементов армирующего каркаса МПТ из малоуглеродистой конструкционной стали показали предел текучести т = 310 МПа. Сопоставление с расчетными напряжениями в стальной арматуре показывает, что для труб диаметрами 89 и 95 мм можно использовать проволоку диаметром 2,5 мм (ячейки 8 8 мм). Трубы диаметром 115 мм позволяют использовать проволоку диаметром 3 мм (ячейки 8 8 мм). Для трубы диаметром 132 мм размеры ячейки не должны превышать 6 6 мм.

Третья глава посвящена совершенствованию технологии монтажа трубопроводов из комбинированных труб.

До начала монтажа комбинированных труб с целью выявления дефектов должна производиться операция входного контроля таких труб. Кроме визуального осмотра и проверки геометрических размеров такой контроль включает проверку труб на прочность и герметичность гидравлическим способом. Гидравлические испытания труб занимают много времени и тормозят процесс их выпуска. Для увеличения интенсивности входного контроля предложен стенд для гидравлических испытаний.

Для надежной работы при давлениях до 4 МПа требуется удобное в монтаже и равнопрочное с телом трубы соединение. Поскольку выпускаемые фланцевые и резьбовые соединительные элементы не обеспечивают длительную работоспособность при высоких рабочих давлениях и необходимый уровень безопасности в нефтегазовой отрасли, было разработано неразъемное клеесварное соединение труб ТСК с гладкими концами (рисунок 4) с помощью соединительной муфты. Герметичность соединения обеспечивается сваркой полиэтиленовых законцовок соединяемых труб встык. Прочность соединения при изгибе, растяжении и распорной нагрузке обеспечивается установкой на клеевой компаунд сегментной муфты и замка, выполненных из высокопрочных материалов (стеклопластика или стали).

Рисунок 4 Клеесварное соединение стеклопластиковых

комбинированных труб

Отработаны технологические параметры выполнения такого соединения. Доработано типовое оборудование, применяемое для сварки полиэтиленовых труб.

Сварное соединение полиэтиленовых законцовок труб характеризуется образованием наружного и внутреннего грата. Высота внутреннего грата составляет около четверти толщины стенки свариваемых труб. Внутренний грат не только оказывает влияние на гидросопротивление, но и является очагом образования солевых и парафиносмоляных осадкоотложений.

Предложен способ ограничения высоты грата с помощью конусных пробок, размещаемых в зоне стыка. Разработана технология сварки комбинированных труб с использованием данных пробок. По разработанной технологии были смонтированы несколько промысловых трубопроводов из МПТ в НГДУ «Удмуртнефть».

С целью определения работоспособности неразъемного клеесварного соединения были проведены гидростатические и гидроциклические испытания экспериментальных образцов труб ТСК диаметрами 75 и 135 мм и длиной 600 мм с клеесварными соединениями.

В процессе гидростатических испытаний образцы разрушались по телу трубы при давлениях 11…12 МПа. Характер разрушения образцов: разрыв вдоль образующей протяженностью 5…10 мм с шириной раскрытия трещин до 0,5 мм.

При гидроциклических испытаниях разрушение образцов происходило при давлении не менее 8 МПа. Характер и параметры разрушения аналогичны таковым при гидростатическом испытании. Рассчитанное по формуле Коффина-Менсона эквивалентное число циклов до разрушения при давлении 4 МПа составило около 74 млн, что позволяет прогнозировать срок безотказной работы трубопроводов с клеесварными соединениями не менее 35 лет.

По результатам гидравлических испытаний можно сделать заключение, что трубы ТСК с клеесварными соединениями могут быть рекомендованы для монтажа трубопроводов на рабочее давление 4 МПа.

В конце главы даны рекомендации по технологии проведения монтажа и ремонта трубопроводов из комбинированных труб.

Четвертая глава посвящена разработке методов и технических средств диагностики дефектов комбинированных труб и мониторинга готовых трубопроводов, сооруженных из труб на основе термопластов.

Техническое диагностирование (дефектоскопия) труб на предмет их герметичности должно проводиться как при входном контроле труб до их монтажа, так и в процессе эксплуатации готового трубопровода.

Более широкое применение комбинированных труб в нефтегазовой отрасли сдерживается, в том числе, и недостаточным качеством их изготовления. Основным дефектом МПТ является проникновение агрессивной транспортируемой среды до стальной арматуры по дефектам в месте приварки законцовок, что может привести к разрушению арматуры по механизму «щелевой коррозии» и ослаблению несущей способности трубопровода. В связи с этим возникает необходимость отбраковки дефектных труб до монтажа трубопровода.

Был разработан надежный метод контроля комбинированных труб (МПТ и ГПМТ), основанный на определении наличия контакта жидкости с арматурой (арматура заземляется через жидкость-электролит).

Метод основан на определении изменения электрической емкости цилиндрического конденсатора, в котором одной обкладкой является испытательная жидкость (электролит), а второй фольга, наложенная на наружную поверхность трубы. В случае контакта электролита с внутренней арматурой емкость образованного конденсатора (арматура фольга) изменяется, что фиксирует измерительный прибор. Схема дефектоскопа-индикатора, реализующего данный метод диагностики, представлена на рисунке 5.

1 – труба металлопластовая; 2 – арматура; 3 – внутренний слой трубы;

4 – наружный слой трубы; 5 – полиэтиленовая законцовка; 6 – заглушка;

7 – электролит; 8 – обкладка; 9 – прибор измерительный; 10, 11 – контакты

Рисунок 5 Схема дефектоскопа-индикатора

В настоящее время дефектоскоп-индикатор успешно применяется для отбраковки МПТ различных диаметров в НГДУ «Чекмагушнефть» (п. Семилетка) и в ЗАО «Лукойл-АИК» (г. Когалым) по разработанной методике.

Проблема обеспечения мониторинга состояния трубопроводов является одной из наиболее важных в практике строительства и эксплуатации нефтегазопромысловых трубопроводных систем. Трубы с низкой продольной жесткостью (полиэтиленовые и ГПМТ) в процессе эксплуатации в подвижных, обводненных грунтах под воздействием циклических нагрузок (внутреннего давления) меняют свое местоположение в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Наличие скрытых дефектов, повреждение комбинированных труб в процессе монтажа или негерметичность разъемных соединений приводит к утечкам транспортируемой среды без выхода продукта на поверхность грунта. Поэтому возникла проблема контроля фактического местоположения трубопроводов из полимерных материалов и определения мест утечек даже на капиллярном уровне.