Гибкая грузонесущая полимерная труба

Федеральное государственное автономное 

образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

Кафедра ТОГСМ

 

РЕФЕРАТ

по дисциплине: «Основы работоспособности технических систем»

«Гибкая грузонесущая полимерная труба»

 

 

 

 

 

Преподаватель                                                                                Д. А. Шупранов

                                                                                                                          

 

Студент ЗНГ 09-03           080908026                                         А. В. Ковалевич

 

 

 

 

 

 

 

Красноярск 2014 г.

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение………………………………………………………………………..….3

1. Гибкая грузонесущая полимерная труба и способ ее использования…..…4

Заключение……………………………………………………………………….13

Список использованных источников…………………………………………...14

Приложение А Типовые конструкции гибких грузонесущих полимерных                                                        труб и способы их использования…………………………...15

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Трубопроводы – неотъемлемая часть любого промышленного или нефтегазодобывающего объекта. Они играют ведущую роль в его жизнеобеспечении. Техническое состояние нефте- и газопроводных трубопроводных сетей,  определяет степень промышленной и экологической безопасности. В настоящее время все актуальней становится вопрос борьбы с коррозией металла, которая зачастую приводит к аварии трубопровода. Стальные трубы не выдерживают длительной эксплуатации в агрессивных средах, не устойчивы по отношению к перепадам температур, динамике потока транспортируемой жидкости, подвижкам грунтов, транспортным и монтажным нагрузкам и к механическим повреждениям. Для решения этих проблем промышленные предприятия России смогли предложить альтернативу металлу – трубную продукцию нового поколения для нефтедобывающей отрасли из всевозможных полимерных, композитных материалов, стекловолокна, стеклопластика.

 

 

1 Гибкая грузонесущая полимерная труба и способ ее использования

 

Гибкая грузонесущая полимерная труба – изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано для подъема продукции из скважин при их эксплуатации и освоении, т.е. в процессе добычи нефти, газа, газоконденсата или воды, а также проведении работ по ремонту и скважин и интенсификации притока. Техническим результатом такого изобретения является замена стальных насосно-компрессорных труб, используемых при эксплуатации и освоении скважин для подъема жидкости или газа из скважины на гибкие грузонесущие трубы. При этом исключается трудоемкая операция монтажа/демонтажа колонны стальных труб посредством скручивания их резьбовых соединений и достигаются лучшие эксплуатационные характеристики в части - повышенной стойкости к агрессивным средам, пониженной теплопроводности стенок трубы, возможности быстрой транспортировки, меньшей стоимости, высокой надежности и долговечности. В гибкой грузонесущей полимерной трубе стенки выполнены из сплошного слоя полимерного материала, внутри которого размещены продольные армирующие элементы в виде металлической ленты, уложенные под углом 70-85° к оси трубы, и поперечные армирующие элементы в виде двух противоположных повивов металлических проволок, имеющих форму спирали и угол повива к оси трубы 15-30°.

Типовые конструкции гибких грузонесущих полимерных труб представлены на рисунках 1-3(приложение А). Трубы состоят из полимерной основы - 1, поперечных армирующих элементов - 2 и продольных армирующих элементов - 3. На рисунке 4 показана установка снаружи трубы пяти изолированных проводников - 4, под общей оболочкой - 5. На рисунке 3 представлен кабель с токопроводящими жилами - 6, устанавливаемый внутри трубы. [4]

Обоснование выбора предлагаемой конструкции гибкой грузонесущей полимерной трубы объясняется необходимостью обеспечения заявленных технических характеристик устройства - разрывного усилия и рабочего давления. Для расчета этих характеристик рассмотрим основные свойства материалов трубы.

Предел текучести полимерного материала, характеризующий максимальное возможное давление, которое выдерживает материал без перехода в состояние необратимой пластической деформации. Для различных экструзионных полимерных материалов предел текучести составляет:

- полиэтилен низкого давления (ПНД) - 23-25 МПа,

- сополимер пропилена  с этиленом (ПП) - 27-29 МПа,

- полистирол (ПС) - 55-65 МПа,

- полиамид (ПА) - 50-60 МПа.

Предел прочности металлических продольных и поперечных армирующих элементов, характеризующий максимальное усилие на единицу сечения.

Для основных металлов этот показатель равен:

- стальная низкоуглеродистая  проволока (лента) - 300-500 Мпа;

- медная твердая проволока (лента) - 250-350 Мпа;

- стальная высокоуглеродистая  проволока (лента) - 1800-2000 Мпа;

- стеклонить - 900 - 1100 Мпа;

- СВМ-нить (АРМОС) - 2700-3000 МПа.

Исходя из представленных характеристик полимерных материалов, можно заключить, что максимально возможное внутреннее давление в трубе, выдерживаемое полимером до наступления пластической деформации, будет ограничено его пределом текучести, т.к. при превышении этого показателя и даже при наличии армирующих элементов полимерный материал будет продавливаться сквозь арматуру. С учетом же 30% запаса прочности можно допустить, что полимерная труба способна гарантированно выдерживать внутренне давление от 16 МПа при изготовлении ее из полиэтилена низкого давления, до 35 МПа при изготовлении из полиамида. Кроме этого, прочность полимерной трубы также зависит от геометрических размеров.

Для увеличения рабочего давления до предела текучести полимера в стенку трубы вводят армирующий элемент в виде металлических проволок, лент или высокопрочных химических волокон. С учетом же того, что полимерный материал стенки трубы и армирующий элемент могут иметь разные показатели относительного удлинения под нагрузкой, необходима такая укладка армирующего элемента, чтобы он компенсировал все воздействия на стенки трубы. Наиболее просто укладка армирующих элементов в стенку трубы производится способом навивки вокруг заготовки трубы. [2]

Для пояснения действия армирующих элементов введем понятие угла повива α на рисунке 4 (приложение А) изображен разрез трубы с полимерными стенками - 7, армирующий элемент в виде проволоки - 8, а также осевые линии трубы - 9 и армирующего элемента - 10. Угол α при этом будет составлять угол между осью трубы и касательной к осевой линии армирующего элемента (проволоки, ленты или химического волокна). На рисунке 4 (приложение А) также показаны направление действия силы, вызываемой внутренним давлением трубы на армирующий элемент Р, и направление силы F, вызываемой прикладываемой осевой нагрузкой. Реакцию армирующего элемента на действия этих сил, передаваемых армирующим элементом через четверть периода, можно представить продольной Fx и поперечной Fy составляющими. Причем составляющая Fx будет пропорциональна косинусу угла α и обеспечивает грузонесущие свойства трубы, а составляющая Fy будет пропорциональна синусу угла α и обеспечивает прочность трубы на внутреннее давление. Исходя из этого, для продольного армирующего элемента угол α должен стремиться к нулю, а для поперечного - к 90°. Т.к. эти условия несовместимы, необходимо разделять продольные и поперечные армирующие элементы.

В действительности угол повива продольного армирующего элемента не может быть равен или близок к нулю, т.к. в этом случае укладка армирующего элемента должна производиться практически параллельно оси трубы, что делает невозможным намотку трубы на транспортную тару или лебедку вследствие того, что при изгибе трубы армирующие элементы, находящиеся на внешнем и внутреннем радиусе изгиба, будут испытывать различные деформирующие нагрузки. Поэтому на практике угол повива продольного армирующего элемента составляет 15-30°.

Угол повива поперечного армирующего элемента на практике составляет 70-85°. Кроме того, угол повива армирующих элементов определяется еще и условием сплошности полимерной стенки трубы и технологией ее изготовления. Так как армирующие элементы накладываются на трубную заготовку с тонкой стенкой и последующим наложением еще одного слоя однотипного полимера, закрывающего армирующие элементы, необходимо, чтобы между армирующими элементами был зазор, через который происходит горячая сварка слоев полимерного материала и обеспечивается сплошность полимерной стенки трубы. На практике зазор между армирующими элементами составляет 0,5-3 мм ширины самого элемента.

Расчет максимального внутреннего давления и разрывной нагрузки грузонесущей полимерной трубы производится исходя из прочности армирующих элементов по следующим формулам:

Разрывная нагрузка трубы

 

 

                                                                                       (1)

 

где δ - предел прочности армирующего элемента, Мпа;

      n - количество армирующих элементов;

      S - сечение одного армирующего элемента, м2;

      sinα - синус угла повива поперечного армирующего элемента.

 

 

Максимальное давление трубы

                                                                                   (2)

 
где δ - предел прочности армирующего элемента, Мпа;

h - толщина армирующего элемента, мм;

      d - диаметр повива армирующего элемента, мм;

       b - ширина армирующего элемента, мм,

      I - расстояние между соседними армирующими элементами, мм;

       cosα - косинус угла повива продольного армирующего элемента.

Для опытной эксплуатации в компании «Лукойл» были изготовлены две грузонесущих полимерных трубы из полиэтилена низкого давления (ПНД) с внутренними диаметрами 10 и 21 мм и толщиной стенки 4 мм. Поперечное армирование труб производилось стальными лентами с пределом прочности 1950 МПа шириной 3,5 мм и толщиной 0,3 мм для трубы с внутренним диаметром 10 мм и шириной 4,5 и толщиной 0,4 мм для трубы с внутренним диметром 21 мм, расстояние между лентами равнялось ширине ленты. Продольное армирование производилось двумя противоположно направленными повивами стальной проволоки диаметром 0,8 мм, угол повива в обоих случаях составлял 20°. Количество проволок в повивах составляло для трубы с внутренним диаметром 10 мм - (15+18), для трубы с внутренним диаметром 21 мм - (24+30). Расчетные значения максимального внутреннего давления и разрывной прочности для трубы с внутренним диаметром 10 мм составляли 28 МПа и 29 кН соответственно; для трубы с внутренним диаметром 21 мм - 18 МПа и 48 кН.

При проведении испытаний были получены следующие результаты:

- для трубы с внутренним  диаметром 10 мм максимальное внутреннее  давление составило 24 МПа, при котором  началось разрушение трубы вследствие  пластической деформации полимера, продольное разрывное усилие  трубы составило 28,5 кН;

- для трубы с внутренним  диаметром 21 мм максимальное внутреннее  давление составило 19,5 МПа, при котором  началось разрушение трубы вследствие  разрыва поперечных армирующих  элементов, продольное разрывное  усилие трубы составило 44 кН.

Таким образом, введение армирующих элементов при сохранении толщины стенки трубы позволило увеличить максимальное внутренне давление почти в два раза для трубы 10 мм и в три раза для трубы 21 мм. [1]

Предлагаемая грузонесущая полимерная труба изготавливается методом экструзии, имеет оболочку из изоляционного материала, поэтому сравнительно легко возможна продольная укладка проводников или навивка вокруг трубы с последующим нанесением дополнительного защитного слоя полимера. Такая конструкция позволяет производить подключение внутрискважинного электрооборудования непосредственно к проводникам трубы. Фотографии гибкой грузонесущей полимерной трубы показаны на рисунке 5 (приложение А).

С использованием грузонесущей полимерной трубы существует технология обработки забоя скважины жидким горючеокислительным составом (ГОС) и предлагаемого способа. Обработка забоя скважины ГОСом производится в следующей последовательности: в обсадную колонну скважины до забоя спускается стальная насосно-компрессорная труба (НКТ), которая собирается из отдельных труб через муфтовые соединения, затем в НКТ подается жидкий ГОС в количестве 300-800 литров, после подачи ГОС НКТ приподнимается на 50-80 метров, в скважину в зону нахождения ГОС спускается пороховой заряд на кабеле и производится детонация ГОС с целью очистки и увеличения проницаемости забоя скважины. Применение гибкой грузонесущей трубы для проведения этой же операции показано на рисунке 6 (приложение А).

При применении грузонесущей полимерной трубы с проводниками подобная операция значительно упрощается. Грузонесущая полимерная труба -11 размещается на барабане лебедки (например, каротажного геофизического подъемника) - 12, на спускаемом конце трубы - 13, крепится и подключается к проводникам трубы пороховой заряд 14, производится спуск трубы в скважину - 15 до забоя - 16, по трубе производится подача в скважину жидкого горючеокислительного состава - 17, после завершения которой производится детонация порохового заряда. С учетом того, что глубина скважинного забоя на большинстве скважин составляет 1500-3500 метров, подобная операция с использованием грузонесущей полимерной трубы занимает значительно меньше времени.  Кроме того, предлагаемая конструкция гибкой протяженной трубы обладает следующими преимуществами:

- простота применяемых  технологических операций, т.к. технологическая  цепочка изготовления трубы включает  только операции экструдирования  полимерных оболочек и нанесения  методом обмотки армирующих каркасов  из стальной проволоки или  ленты или химических волокон, что обеспечивает возможность  изготовления протяженной трубы  одной длиной до 3000-4000 метров;

- обеспечение высоких  прочностных свойств за счет  применения поперечных армирующих  элементов при работе с высоким  давлением;

- высокая грузонесущая  способность в осевом направлении  за счет применения продольных  армирующих элементов из высокоуглеродистой  стальной проволоки;

- меньший удельный вес  по сравнению с применяемыми  стальными трубами;

- меньший коэффициент  теплопроводности стенок трубы, что обеспечивает соответственно  и меньшие тепловые потери  нефтепродуктов при их транспортировке  по трубам;