CC BY
26В.Н. Протасов1-2, Д.Ю. Дедков2, О.О. Штырев1
1 НТЦ «Качество-Покрытие-Нефтегаз» (Москва, Россия).
2 Кафедра машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (Москва, Россия).
Метод контроля диэлектрической сплошности внутреннего защитного полимерного покрытия труб нефтяного сортамента после поперечного изгиба с заданной стрелой прогиба при приемосдаточных испытаниях у производителя и при опытно-промышленных испытаниях на промысловых полигонах у потребителя
В статье отмечается, что внутренняя изоляция труб нефтяного сортамента с защитным полимерным покрытием является перспективным направлением повышения энергетической эффективности, надежности, безопасности и технологичности сооружаемых из этих труб промысловых трубопроводов, колонн насосно-компрессорных, обсадных и бурильных труб. Указывается, что одной из важных характеристик внутреннего защитного полимерного покрытия является его диэлектрическая сплошность. характеризующая отсутствие сквозных дефектов. Показателем диэлектрической сплошности защитного полимерного покрытия является отсутствие его электрического пробоя при заданной величине напряжения. При этом покрытие должно обладать диэлектрической сплошностью не только в исходном состоянии, но и при различных внешних воздействиях на него на стадиях хранения и транспортирования труб с внутренним защитным полимерным покрытием, монтажа и эксплуатации промысловых трубопроводов или колонн труб в скважинах из этих труб. Наиболее опасным видом внешнего воздействия, способным нарушить диэлектрическую сплошность внутреннего полимерного покрытия, является поперечный изгиб труб на вышеуказанных стадиях их жизненного цикла. Это обуславливает необходимость проведения контроля диэлектрической сплошности внутреннего полимерного покрытия труб после их поперечного изгиба с требуемой стрелой прогиба производителем и потребителем труб нефтяного сортамента с внутренним защитным полимерным покрытием. В настоящее время на отечественных предприятиях по внутренней изоляции труб нефтяного сортамента полимерными покрытиями подобный контроль не проводится в связи с отсутствием соответствующей методики и технических средств контроля. Для решения данной проблемы в лаборатории конструирования полимерных покрытий нефтегазового оборудования и сооружений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина разработаны установка и методика контроля диэлектрической сплошности внутреннего полимерного покрытия стальных труб нефтяного сортамента после поперечного изгиба с заданной стрелой прогиба в заводских условиях при приемо-сдаточных испытаниях и на трубных базах нефтяных компаний после опытно-промышленных испытаний на промысловых полигонах. Внедрение данного метода контроля позволит существенно повысить надежность промысловых трубопроводов, колонн насосно-компрессорных, обсадных и бурильных труб с защитными покрытиями.
Ключевые слова: внутренние полимерные покрытия, промысловый трубопровод, колонны труб, диэлектрическая сплошность, надежность, установка контроля, поперечный изгиб, методика контроля.
V.N. Protasov1'2, D.Yu. Dedkov2, O.O. Shtyrev1
1 Quality-Coating-Oil and Gas Research and Development Centre (Moscow, Russia).
2 Department of machinery and equipment for oil and gas industry of Gubkin Russian State University (NRU) (Moscow, Russia).
The method of dielectric continuity control of the inner protective polymer coating of OCTG after lateral bending with a specified bend deflection during acceptance delivery testing at the manufacturer's and at pilot tests at field grounds at the consumer's
The article notes that the internal insulation of OCTG with a protective polymer coating is a promising direction of improved energy efficiency, reliability, safety, and manufacturability of field pipelines, tubing, casing and drill pipes made of these tubular goods. It is stated that one of the important characteristics of the inner protective polymer coating is its dielectric
ANTICORROSIVE PROTECTION
continuity, characterizing the absence of cross-cutting faults. An indicator of the continuity of the dielectric protective polymer coating is the absence of its electrical breakdown at a given voltage value. This coating must possess dielectric continuity, not only in the initial state, but also at various external influences during storage and transportation stages of pipes with inner protective polymer coating, installation and operation of field lines or tubing of pipes in boreholes of these pipes. The most dangerous type of external influences that can disrupt the continuity of the inner dielectric polymer coating is a lateral bending of pipes at the above stages of their life cycle. This leads to the need for control over dielectric continuity of pipes internal polymer coating after lateral bending with the required bending deflection by the manufacturer and consumer of oil country tubular goods with inner protective polymer coating.
Currently, domestic enterprises do not test internal insulation of OCTG with polymer coatings due to lack of appropriate methods and technical means of control.
To solve this problem the laboratory of polymeric coatings engineering for oil and gas equipment and facilities of Gubkin Russian State University of Oil and Gas designed the unit and control procedure for dielectric continuity of inner polymer coating of steel OCTG after lateral bending with a specified bending deflection at the factory during the acceptance and delivery tests and at pipe yards of oil companies after pilot tests at commercial sites. The introduction of this control method will significantly improve the reliability of field pipelines, tubing, casing and drill pipes with protective coatings.
Keywords: internal polymer coatings, field pipeline, tubing, dielectric continuity, reliability, control unit, lateral bending, control procedure.
Стальные трубы нефтяного сортамента с внутренним защитным полимерным покрытием находят все более широкое применение у нефтяных компаний для строительства промысловых трубопроводов, сооружения колонн насосно-ком-прессорных, обсадных, бурильных труб. Накопленный в нефтегазовой отрасли опыт их применения показывает, что внутреннее полимерное покрытие стальных труб нефтяного сортамента является перспективным направлением повышения их энергетической эффективности, надежности, безопасности и технологичности. Правильно подобранные материалы и конструкции внутреннего полимерного покрытия позволяют защитить трубную сталь от коррозионного разрушения, коррозионного и сульфидного растрескивания, коррозионной и сорбционной усталости, предотвратить на внутренней поверхности труб образование значительных твердых отложений, выпадающих из транспортируемой среды, защитить трубы от гидроабразивного износа при воздействии потока жидкости, содержащей механические примеси, снизить гидравлическое сопротивление [1]. Одной из важных характеристик вну-
треннего полимерного покрытия труб нефтяного сортамента, определяющих его защитную способность, является диэлектрическая сплошность. При укладке строящегося промыслового трубопровода в траншею, при бурении наклонных скважин и боковых отводов скважин, при сооружении колонн насос-но-компрессорных труб в наклонных скважинах и в боковых отводах скважин стальные трубы с внутренним защитным полимерным покрытием подвергаются значительному поперечному изгибу, что может вызвать растрескивание покрытия, т.е. нарушить его диэлектрическую сплошность. Поэтому одной из важных характеристик внутреннего полимерного покрытия труб нефтяного сортамента является сохранение его диэлектрической сплошности при поперечном изгибе трубы при максимально возможной стреле ее прогиба на стадиях хранения, транспортирования, монтажа, использования по назначению. Максимально возможная стрела прогиба трубы при поперечном изгибе определяется максимально допустимым напряжением в металле трубы ар, которое, согласно действующим стандартам [2, п. 2, пп. 2.8] не должно превышать
0,9 аТ, где аТ - предел текучести металла трубы.
В настоящее время отсутствует метод контроля диэлектрической сплошности внутреннего полимерного покрытия труб при их поперечном изгибе с заданной стрелой прогиба, соответствующей максимально допустимому напряжению в металле труб на различных стадиях их жизненного цикла у потребителя. Существуют лабораторные методы контроля диэлектрической сплошности полимерного покрытия стальной пластины после ее поперечного изгиба с заданной стрелой прогиба, соответствующей напряжению в металле пластины ар = 0,9 аТ [1]. Испытания на поперечный изгиб на пластинах недостаточно точно моделируют напряженно-деформированное состояние трубы. Подобные испытания можно проводить в лабораторных условиях при контроле качества материалов, разрабатываемых для внутреннего покрытия труб. Условия формирования покрытия на пластине существенно отличаются от условий его формирования на внутренней поверхности трубы. При полимеризации внутреннего полимерного покрытия трубы в промышленных сушильных камерах возможен перегрев
Ссылка для цитирования (for citation):
Протасов В.Н., Дедков Д.Ю., Штырев О.О. Метод контроля диэлектрической сплошности внутреннего защитного полимерного покрытия труб нефтяного сортамента после поперечного изгиба с заданной стрелой прогиба при приемо-сдаточных испытаниях у производителя и при опытно-промышленных испытаниях на промысловых полигонах у потребителя // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 5. С. 44-48.
Protasov V.N., Dedkov D.Yu., Shtyrev O.O. The method of dielectric continuity control of the inner protective polymer coating of OCTG after lateral bending with a specified bend deflection during acceptance delivery testing at the manufacturer's and at pilot tests at field grounds at the consumer's (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 5, P. 44-48.
Рис. 1. Схема установки испытания труб с внутренним полимерным покрытием на поперечный изгиб с заданной стрелой прогиба: 1 - рама; 2 - нагрузочная призма; 3 - дефектоскоп; 4 -НКТ; 5 - опорная призма; 6 - гидроцилиндр; 7 - лазерный измеритель; 8 - блок контроля; 9 -поворотный кронштейн; 10 - крепление гидроцилиндра; 11 - клещи
Fig. 1. Layout of testing unit for pipes with an inner polymer coating for the lateral bending with a predetermined deflection: 1 - frame; 2 - load prism; 3 - flaw detector; 4 - tubing; 5 - support prism; 6 - hydraulic cylinder; 7 - laser meter; 8 - control unit; 9 - swing arm; 10 - hydraulic cylinder attachment; 11 - pliers
покрытия, что повышает его хрупкость и, как результат этого, снижает сопротивление растрескиванию при последующем изгибе. Это обуславливает необходимость контроля сопротивления внутреннего полимерного покрытия труб при поперечном изгибе с заданной стрелой прогиба при приемо-сдаточных испытаниях в заводских условиях. Не менее важно проводить контроль диэлектрической сплошности внутреннего покрытия труб нефтяного сортамента после опытно-промышленных испытаний на промысловых полигонах, позволяющих в отличие от лабораторных испытаний объективно оценить сохранение диэлектрической сплошности полимерного покрытия труб при реальных
механических, физико-химических и тепловых воздействиях на них. В этом существенное преимущество промысловых полигонов, позволяющих объективно оценить надежность труб с покрытием.
Для контроля диэлектрической сплошности внутреннего полимерного покрытия стальных труб нефтяного сортамента после поперечного изгиба в заводских условиях при приемо-сдаточных испытаниях и на трубных базах нефтяных компаний после опытно-промышленных испытаний на промысловых полигонах в лаборатории конструирования полимерных покрытий нефтегазового оборудования и сооружений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
была разработана, установка, схема которой представлена на рисунке 1. Установка представляет собой жесткую сварную раму (1), на верхней плоскости которой смонтированы сменные призмы (5) для установки труб с внутренним защитным покрытием. Типоразмеры используемых призм определяются типоразмерами контролируемых труб. Для обеспечения горизонтальности и соосности призм предусмотрена соответствующая регулировка их относительного положения. На поворотном кронштейне (9) вертикальной стойки, установленной на опорной плите рамы (1), закреплен гидроцилиндр (6), на свободном конце штока которого установлена сменная нагрузочная призма (2), типоразмер которой определяется типоразмером контролируемых труб (4). На опорной плите рамы установлен со-осно со штоком гидроцилиндра лазерный измеритель (7). Контроль диэлектрической сплошности покрытия осуществляется дефектоскопом (3), установленным на транспортирующей штанге.
В комплект установки входит блок контроля (8), предназначенный для создания испытательного электрического напряжения на головке дефектоскопа (3) и регистрации диэлектрического пробоя покрытия. Принцип действия блока контроля основан на преобразовании электрических сигналов, фиксируемых блоком контроля, в сигналы звуковой и световой сигнализации. На рисунке 2 представлена схема дефектоскопа, основными элементами которого являются: головка (IV) с лепестками токопроводящей резины и транспортирующая штанга (I), состоящая из алюминиевых труб, соединяемых с помощью быстроразъемного соединения, получившего название БРС (III). Транспортирующая штанга предназначена для крепления головки дефектоскопа требуемого типоразмера и перемещения этой головки внутри трубы в зону контроля. Конструкция БРС предусматривает соединение разъемов электропроводов, расположенных внутри алюминиевых труб и обеспечивающих подачу требуемой величины напряжения на лепестки головки дефектоскопа. На транспортирующей штанге
Рис. 2. Схема дефектоскопа: I - полая транспортирующая штанга; II - резьбовой переход; III -БРС; IV - токопроводящая резина; V - ролик
Fig. 2. Flaw detector layout: I - conveying hollow rod; II - threaded joint; III - quick disconnect joint; IV - conductive rubber piece; V - roller
ANTICORROSIVE PROTECTION
установлены ролики (V), исключающие повреждение внутреннего полимерного покрытия при ее перемещении. Установка работает следующим образом (рис. 1). Трубу (5) устанавливают с помощью подъемника на опорные поверхности установочных призм (6). С помощью лазерного измерителя (7) контролируют исходное положение крайней нижней точки поверхности трубы и заносят результаты контроля в журнал испытаний. Затем включают гидропривод,обеспечивающий осевое перемещение штока гидроцилиндра (6) с нагрузочной призмой (2) на его конце, которая создает изгибающую нагрузку на трубу, вызывающую ее поперечный прогиб.
Требуемую величину стрелы прогиба определяют в следующей последовательности [3, с. 96-98]: 1) рассчитывают максимальный изгибающий момент, соответствующий величине напряжений в стали, равной 0,9 оТ по следующей формуле:
ат-0,9-\Л/х "т ,
|М™«|=-
(1)
Рис. 3. Схема нагружения и эпюры нагрузок: Мх(р) - грузовая эпюра; Мх(1) - единичная эпюра
Fig. 3. Schematic diagram of loading and load diagram: Mx (p) - weight diagram; Mx (1) - unit weight diagram
где оТ - предел текучести стали; Wx - осевой момент сопротивления сечения трубы;
nT - коэффициент запаса, равный 1,4 [4];
2) рассчитывают силу реакции опоры:
КА.Б=МхахЛ, (2)
где М™х - максимальный изгибающий момент при напряжении, равном 0,9 оТ; I - расстояние между опорами;
3) рассчитывают изгибающую нагрузку, которую необходимо приложить к трубе, для создания напряжения в стали, равного 0,9 аТ:
F
(3)
4) строят эпюры изгибающих нагрузок: единичной и грузовой (рис. 3);
5) рассчитывают величину стрелы прогиба трубы по формуле:
,0[Мх(р)]-уГМх(1)]
f =f =2
EI
(4)
где й[Мх(р)] - площадь грузовой эпюры; ус[Мх(1)] - ордината единичной эпюры под центром площади грузовой эпюры; Е - модуль упругости стали сердцевины трубы;
1х - осевой момент инерции сечения трубы.
ВНИМАНИЕ!
Открыта подписка на журналы «ТЕРРИТОРИЯ «НЕФТЕГАЗ» и «КОРРОЗИЯ «ТЕРРИТОРИИ «НЕФТЕГАЗ»! Журналы можно получать в России и в любой стране мира. Подписка оформляется с любого месяца!
ОФРМИТЬ ПОДПИСКУ ВЫ МОЖЕТЕ:
в редакции - по адресу 142784, г. Москва, Киевское ш., БП «Румянцеве», корп. Б, под. 5, эт. 5, оф. 505Б, издательство «Камелот Паблишинг», редакция журнала «Территория «НЕФТЕГАЗ», Тел./факс: +7 (495) 240-54-57, e-mail: info@neftegas.info по каталогу Роспечати - подписной индекс 36129
СТОИМОСТЬ ПОДПИСКИ
по России: для стран СНГ:
(печатной версии) (в электронной версии) (в печатной версии)
1 номер любого журнала..... 2000 руб........ 1900 руб.......... 2400 руб.
б номеров ТНГ................. 12000 руб...... 11400 руб........14400 руб.
12 номеров ТНГ................ 24000 руб...... 22800 руб........ 28800 руб.
15 номеров ТНГ+КТНГ......... 30000 руб...... 28500 руб........ 36000 руб.
Таблица. Зависимость изгибающей нагрузки и стрелы прогиба от геометрических параметров НКТ Table. Dependence of the bending load and bending deflection of the tubing geometrical parameters
0 НКТ нар. D, мм 0 tubing ext. D, mm Толщина стенки s, мм Wall thickness s, mm 0 НКТ внутр. d, мм 0 tubing int. d, mm Длина НКТ L, м Length of tubing L, m Расстояние между опорами l, м Distance between supports l, m Вылет НКТ а, м Tubing radius a, m Изгибающая нагрузка F>3r, кНм Fbend bending load, kNm Величина стрелы прогибаf , мм r max' Value of bending deflection f , mm max'
48,3 4,0 40,3 10 3,4 3,3 2,50 70,5
48,3 5,0 38,3 10 3,4 3,3 2,94 70,5
48,3 6,5 35,3 10 3,4 3,3 3,47 70,5
48,3 8,0 32,3 10 3,4 3,3 3,88 70,5
63,0 5,0 53,0 10 3,4 3,3 5,38 54,1
63,0 6,5 50,0 10 3,4 3,3 6,50 54,1
63,0 7,5 48,0 10 3,4 3,3 7,14 54,1
63,0 8,5 46,0 10 3,4 3,3 7,71 54,1
73,0 5,5 62,0 10 3,4 3,3 8,04 46,7
73,0 7,0 59,0 10 3,4 3,3 9,61 46,7
73,0 8,0 57,0 10 3,4 3,3 10,53 46,7
73,0 9,0 55,0 10 3,4 3,3 11,36 46,7
73,0 10,0 53,0 10 3,4 3,3 12,10 46,7
73,0 10,5 52,0 10 3,4 3,3 14,74 46,7
В таблице в качестве примера приведены требуемые значения нагрузки ^изг) при поперечном изгибе насосно-ком-прессорных труб нагружающей призмой в зависимости от рассчитанной величины стрелы прогиба (^ах) и геометрических размеров ф, s, ¿1, L) контролируемых труб с внутренним защитным покрытием.
В процессе поперечного изгиба трубы на призмах стрела прогиба непрерывно фиксируется лазерным измерителем. При достижении требуемой заранее рассчитанной величины стрелы прогиба нагружение трубы прекращают и нагружающую призму возвращают в исходное положение. Величину стрелы прогиба записывают в журнале испытаний.
Для проведения контроля диэлектрической сплошности внутреннего покрытия трубы после ее поперечного изгиба с заданной стрелой прогиба дефектоскоп вводят внутрь испытываемой трубы до места измерения стрелы прогиба. Затем включают блок контроля для подачи требуемой величины электрического напряжения на лепестки головки дефектоскопа (4). Нарушение диэлектрической сплошности контролируемого покрытия сопровождается звуковыми и световыми сигналами от блока контроля.
По результатам контроля делается заключение о сохранении диэлектрической сплошности внутреннего защитного покрытия трубы после ее поперечного изгиба с максимально
возможной стрелой прогиба на различных стадиях жизненного цикла у потребителя.
Использование разработанной установки для контроля диэлектрической сплошности внутреннего полимерного покрытия стальных труб нефтяного сортамента после поперечного изгиба с заданной стрелой прогиба в заводских условиях при приемо-сдаточных испытаниях и на трубных базах нефтяных компаний после опытно-промышленных испытаний на промысловых полигонах позволит существенно повысить надежность промысловых трубопроводов, колонн насосно-ком-прессорных, обсадных и бурильных труб с внутренним защитным полимерным покрытием.
Литература:
1. Протасов В.Н. Теория и практика применения полимерных покрытий в оборудовании и сооружениях нефтегазовой отрасли. М.: Недра, 2007. 375 с.
2. ГОСТ 8696-74 Трубы стальные электросварные со спиральным швом общего назначения. Технические условия.
3. Скопинский В.Н., Захаров А.А. Сопротивление материалов: Учебное пособие. Ч. 1. М.: МГИУ, 2001. 135 с.
4. РД 39-0147014-217-86 Инструкция по эксплуатации насосно-компрессорных труб.
References:
1. Protasov V.N. Theory and practice of polymer coatings application in equipment and facilities of oil and gas industry [Teoriya i praktika primeneniya polimernyx pokrytij v oborudovanii i sooruzheniyax neftegazovoj otrasli]. Nedra Publ., Moscow, 2007, 375 pp.
2. GOST 8696-74 Steel electric-welded pipes with spiral seam, general purpose. Specifications [Truby stal'nye e'lektrosvarnye so spiral'nym shvom obshhego naznacheniya. Texnicheskie usloviya].
3. Skopinskiy V.N., Zakharov A.A. Strength of materials: Instructions guidance [Soprotivlenie materialov]. Part 1. MSIU, Moscow, 2001, 135 pp.
4. RD 39-0147014-217-86 Instructions for tubing operation [Instrukciya po e'kspluatacii nasosno-kompressornyx trub].
