CC BY
24ПРОБЛЕМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИХ УПЛОТНЕНИЙ В СИСТЕМАХ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ
УДК 620.1+62-762
П.В. Крылов, к.т.н., ООО «Газпром 335» (Санкт-Петербург, РФ), [email protected] Г.М. Смелова, ООО «Газпром 335», [email protected] В.Ю. Шарохин, ООО «Газпром 335», [email protected]
А.Г. Акуличев, PhD (инженерное проектирование и материалы), ООО «Газпром 335»,
Континентальный шельф Российской Федерации содержит большое количество запасов углеводородного сырья и может служить основой для будущей энергонезависимости страны. Разработка месторождений на континентальном шельфе, особенно в условиях Крайнего Севера, требует применения новых технологий и оборудования, например системы подводной добычи. Разработка отечественного оборудования для подводной добычи, в свою очередь, предполагает наличие материалов, обладающих повышенными характеристиками прочности, надежности и долговечности, для обеспечения нулевых выбросов в чувствительную окружающую среду шельфа. Современные технологии уплотнения считаются одними из важнейших составляющих герметичности и безопасности нефтегазового оборудования.
В статье рассмотрены различные вопросы применения эластомерных уплотнений в системах подводной добычи нефти и газа. Проанализированы основные эксплуатационные факторы, влияющие на выбор материалов и разработку конструкции уплотнений, такие как давление, температура, агрессивность рабочей среды и закачиваемых химических реагентов, а также быстрая декомпрессия газа. Показано, что повышенные температуры рабочей среды могут приводить к снижению разрывных характеристик эластомеров и, как следствие, к повышению риска разрушения уплотнений и сокращению срока службы. В свою очередь, низкие температуры негативно влияют на уплотняющую способность полимеров, поэтому выбор материала уплотнений оказывается нетривиальной задачей. Также освещены основные стандарты квалификационных испытаний материалов уплотнений, предназначенных для ключевого оборудования подводной добычи. Сделаны выводы о необходимости разработки новых эластомерных материалов и уплотнений для системы подводной добычи и совершенствования нормативно-технической базы для таких материалов.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ОБУСТРОЙСТВО МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, СИСТЕМЫ ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ, УПЛОТНЕНИЯ, ЭЛАСТОМЕРЫ, ДОЛГОВЕЧНОСТЬ В УГЛЕВОДОРОДНОЙ СРЕДЕ, НАДЕЖНОСТЬ, ГАЗОВАЯ ДЕКОМПРЕССИЯ, ИСПЫТАНИЯ.
ОБОРУДОВАНИЕ ШЕЛЬФОВОЙ ДОБЫЧИ
Освоение шельфовых месторождений углеводородов стало одним из приоритетных направлений российского нефтегазового комплекса. Подсчитано [1], что только на арктическом шельфе, значительная часть которого находится в приграничной зоне РФ, залегает до четверти всех мировых запасов нефти и газа. Использование систем подводной добычи (СПД) оказалось наиболее перспективным направлением обустройства шельфовых место-
рождений, особенно в условиях поверхностного обледенения,появления торосов и повышенных требований к защите окружающей среды от загрязнения. Для успешной реализации шельфовых проектов применение СПД требует обеспечения наивысшей степени надежности и работоспособности оборудования в течение всего срока разработки месторождений.
Выбор материалов при проектировании оборудования СПД является одним из наиболее важных факторов обеспечения надежности. Особенно это каса-
ется элементов, находящихся под давлением в непосредственном контакте с добываемой средой и закачиваемыми реагентами. Герметичность и надежность эксплуатации основных узлов СПД зависит от уплотнений, в том числе неметаллических. Такие уплотнения широко применяют в большинстве типов оборудования, начиная от устьевого оборудования, заканчивая системами капитального ремонта скважины и надводного оборудования плавучих установок (рис. 1). Стоимость полимерных уплотнений
Krylov P.V., Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom 335, LLC (Saint Petersburg, Russian Federation),
Smelova G.M., Gazprom 335, LLC, [email protected] Sharokhin V.Yu., Gazprom 335, LLC, [email protected]
Akulichev A.G., PhD (Engineering Design and Materials), Gazprom 335, LLC, [email protected] Problems of utilization of non-metallic seals in subsea production systems
The continental shelf of the Russian Federation contains a large number of hydrocarbon resources and can eventually serve as a basis for energy independence of the country. The offshore field development requires utilization of new technologies and equipment such as subsea production systems especially in the Far North regions. The development of subsea production equipment is in turn based on the availability of high-strength, robust and reliable materials in order to ensure the absence of discharge into the vulnerable marine environment. Modern sealing technologies are one of the cornerstones of the leak tightness and safety of the oilfield equipment.
The article considers various aspects of the usage of elastomer seals in underwater oil and gas production systems. The basic service factors affecting the material selection and design of seals such as pressure, temperature, attack of service media and chemicals as well as rapid gas decompression are analysed. Elevated service temperatures are shown to lead to a reduction in elastomer deformation properties and, thereby, higher risks of failures and decrease in the seal lifetime. On the other hand, low temperatures negatively affect the sealing performance of elastomers, therefore the seal material selection becomes a complex task. In addition, the main industry standards related to the qualification of elastomer seal materials for subsea production equipment are briefly discussed in the article. The need for further development of new elastomer materials and seals for subsea production systems and the regulatory technical documentation for the materials in question is highlighted.
KEYWORDS: OFFSHORE FIELD DEVELOPMENT, SUBSEA PRODUCTION SYSTEMS, SEALS, ELASTOMERS, HYDROCARBON-AGEING RESISTANCE, RELIABILITY, GAS DECOMPRESSION, TESTING.
Рис. 1. Схема основного оборудования системы подводной добычи
(по материалам [2]). Стрелками показаны элементы системы, содержащие
неметаллические уплотнения
Fig. 1. Scheme of the main equipment of the subsea production system (according to [2]). The arrows show the elements of the system containing non-metallic seals
на несколько порядков ниже издержек, связанных с ремонтом и (или) заменой элементов СПД или даже простоем в добыче при выходе уплотнений из строя. По -этому к материалам и уплотнениям предъявляют особо строгие требования по испытаниям для обоснования их годности к условиям эксплуатации и сроку службы, который может доходить до 30 лет.
ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА УПЛОТНЕНИЙ СПД
Одним из основополагающих принципов проектирования узлов СПД является правило двух барьеров для оборудования,находящегося под давлением. В целях его выполнения эластомерные уплотнения обычно используют как дублирующие (второй барьер) при использовании уплотнений типа «металл - металл» (первый барьер) в системах соединений внутрипромысловых трубопроводов и гидравлических перемычек, герметизации межтрубного пространства устьевого оборудования и задвижек. В случае
неудовлетворительного контакта уплотнения типа «металл - металл» эластомерные кольца могут брать на себя роль основного уплотнения. В оборудовании для капитального ремонта подводных скважин роль неметаллических уплотнений еще более важна. Так, например, сборка секций райзера капитального ремонта происходит на буровой установке
в условиях, не подразумевающих абсолютную чистоту и доступные в сборочных цехах возможности монтажа. В таком случае эластомерные уплотнения, как правило, используются как основные и дублирующие.
Применение эластомеров в уплотнительных кольцах обусловлено несколькими преимуществами, недоступными
а) a) б) b)
Рис. 2. Поле главных деформаций в поперечном сечении уплотнительных колец различной твердости при перепаде давления 50 МПа, полученное методом конечных элементов. Твердость кольца по Шору: а) 70 ед.; б) 90 ед.
Fig. 2. The field of the principal deformations in the cross section of the sealing rings of different hardness at a pressure drop of 50 MPa, obtained by the finite element method. The Shore hardness of the ring: a) 70 units; b) 90 units
для других классов материалов. К ним можно отнести гибкость (обеспечивает простоту монтажа), упругость при больших растяжениях и незначительной доле необратимой деформации (восстанавливаемость формы), малое соотношение между модулем сдвига и модулем объемной деформации, меньшую чувствительность к поверхностным дефектам, загрязнению и шероховатости, чем у уплотнений из других материалов [3]. Эластомеры обладают рядом недостатков, связанных в первую очередь с их элементным составом. Поэтому выбор материала для уплотнений, контактирующих с пластовым флюидом и различными реагентами, является нетривиальной задачей. При проектировании и выборе материала уплотнения нужно учитывать: максимальное давление рабочей среды; максимальную температуру эксплуатации; срок службы; состав рабочей среды и закачиваемые химические реагенты; минимальную температуру эксплуатации; возможность декомпрессион-ного повреждения при добыче или закачке газа; такие факторы, как подвижность соединения под динамическими нагрузками, состояние поверхности, смазка, особенности монтажа, транспортировки и хранения.
ВЛИЯНИЕДАВЛЕНИЯ
Основное оборудование СПД проектируют для работы под давлением 70 МПа и выше. При ошибках в проектировании такие давления могут со временем привести к повреждению или разрушению тела уплотнений даже без учета остальных факторов. Задача конструктора уплотнительного узла - обеспечить наличие минимальных сдвиговых и (или) растягивающих деформаций в уплотнении, находящемся под давлением. В идеале уплотнение должно на -ходиться в условиях всестороннего сжатия, потому что модуль объемного сжатия эластомеров слабо зависит от давления и тем -пературы. В то же время измене -ния модуля сдвига эластомеров могут достигать трех порядков при вариации температуры, давления или концентрации абсорбированного газа. Более того, наличие постоянных сдвиговых нагрузок может привести к возникновению и развитию трещин и разрушению уплотнения. На практике полностью объемное деформированное состояние труднодостижимо, поэтому материалу уплотнений и его механическим свойствам уделяют много внимания как на стадии проектирования, так и при аттестационных испытаниях.
Рис. 3. Экструзионное повреждение и разрыв кольца из нитрильного эластомера с твердостью 90 ед. по Шору, вызванное краткосрочным воздействием избыточного давления «110 МПа внутри фланцевого соединения при комнатной температуре, диаметр кольца 50 мм Fig. 3. Extrusion damage and rupture of a nitrile elastomer ring with the Shore hardness of 90 units caused by the short-term effect of excess pressure «110 MPa inside the flange connection at room temperature, ring diameter is 50 mm
Одним из характерных повреждений уплотнительных колец при высоком давлении оказывается экструзия - выдавливание материала высоким давлением в зазор между уплотняемыми поверхностями фланца (рис. 2, 3). В СПД этот эффект обычно усугубляется повышенными температурами эксплуатации, приводящими к термическому расширению материала, и набуханием в рабочей среде. Для снижения рисков экструзии твердость выбранного эластомера должна быть около 80-90 ед. по Шору (при испытании методом А).
а) a) б) b)
Рис. 4. Различные механизмы повреждения эластомеров в ингибиторах коррозии: а) охрупчивание, увеличено »2; б) набухание, увеличено »10 [11] Fig. 4. Various mechanisms of damage to elastomers in corrosion inhibitors: a) embrittlement, magnified »2; b) swell, magnified »10 [11]
На рис. 2 приведено сравнение поведения материала уплотни-тельных колец круглого сечения из эластомеров различной твердости, подвергнутых избыточному давлению. Представлено поле главных деформаций в поперечном сечении уплотнительных колец при перепаде давления 50 МПа, полученное методом конечных элементов (МКЭ). Осесимметричная МКЭ-модель уплотнительного кольца создана в программе Abaqus ver. 6.14 [4] с использованием свободного метода построения сетки конечных элементов и элементов CAX4RH. Неогуковская модель материала,свойства материала кольца соответствуют долгосрочному высокоэластичному состоянию: С10 = 1,0 МПа (рис. 2а) и С10 = 2,0 МПа (рис. 2б), параметр сжимаемости D = 0,001 МПа-1 для обоих случаев. Видно, что степень выдавливания может быть снижена при повышении твердости (и модуля сдвига) материала. При необходимости в дополнение могут быть использованы противоэкструзионные кольца из материалов большей твердости (таких, как полиэфирэ-фиркетон или политетрафторэтилен). Альтернативный способ избегания экструзии - использование армированныхуплотнительных колец (например, кольца с браслетными пружинами [5]). Разработка новых армированных уплотнений, стойких к высокому давлению и нефтегазовым средам, становится актуальной задачей для отечественной промышленности.
На рис. 3 показано типичное повреждение колец, вызванное экструзией при высоком избыточном давлении.
ВЛИЯНИЕ ПОВЫШЕННЫХ ТЕМПЕРАТУР
Температура пластового флюида часто превышает 100 °С, поэтому основное оборудование СПД проектируют для работы при температурах до 121 °С (классы U
и V по ISO 10423:2009 [6]) или до 180 °С (класс X по [6]) в целях уни -фикации требований. Повышенные температуры оказывают значительное влияние на поведение эластомеров и изготовленных из них уплотнений. Как отмечалось выше, при проектировании необходимо учитывать, что нагрев приводит к расширению полимеров. В вулканизованных эластомерах также наблюдаются рост жесткости (в релаксированном состоянии) ввиду энтропийной природы упругости [7, 8] и сниже -ние потерь на гистерезис(вязкая составляющая модуля упругости). При этом в условиях повышенных температур, как правило, происходит снижение разрывных характеристик [9], поэтому допускающий растяжения до 500 % при комнатной температуре эластомер может не достичь и 100 % в результате испытаний при температуре выше 80 °С, особенно если материал подвергнут деформации в течение длительного периода. Для основных типов эластомеров при температурах выше температуры стеклования установлены кривые температурно-временной зависимости прочности [9].
ВЛИЯНИЕ РАБОЧЕЙ СРЕДЫ
При проектировании основного оборудования СПД подразумевают, что оно будет установлено на морском дне и должно
функционировать в течение всего срока службы - 20-30 лет без отказов, при этом возможна замена отдельных компонентов. Следовательно, начальные свойства материалов и функциональные характеристики уплотнений должны быть сохранены без зна -чительных изменений.
Из многолетнего опыта эксплуатации неметаллических уплотнений известно, что со временем происходит деградация свойств материалов, которая обычно ускоряется повышенными температурами пластового флюида. Эластомеры на базе применяемых в нефтегазовой отрасли полярных каучуков (бутадиен-нитрильный каучук - NBR, гидрированный бутадиен-нитрильный каучук -HNBR, фторсодержащие каучуки -FKM, FFKM) [10-12] обычно хорошо сопротивляются и сохраняют свойства в углеводородных средах, однако могут быть подвержены старению в среде, содержащей сероводород H2S и углекислый газ СО2. Кроме того, закачиваемые в скважину химические реагенты могут вызвать химическую деградацию и преждевременный выход из строя уплотнений. Примеры повреждения поверхности уплотнений в результате воздействия закачиваемых сред приведены на рис. 4. Например, не рекомендуют применение эластомеров на
основе фторкаучуков FKM Viton при вероятности использования ингибиторов коррозии, содержащих амины [11].
Для оценки долговременного воздействия нефтегазовых сред на полимерные материалы были разработаны стандарты ускоренных испытаний ISO 23936-1 [13] и ISO 23936-2 [14] на основе стандарта NORSOK M-710 [15]. Процедура испытаний неметаллических материалов в рабочей среде также введена в ISO 10423:2009 [6], но этот стандарт не содержит критериев допустимости изменения свойств. Стандартная методика [11] позволяет оценить срок службы материала, используя уравнение Аррениуса:
K(T) = Ce~E>/RT,
где K - скорость реакции (изменения свойства эластомера), с-1; T - абсолютная температура, К; C - константа, характерная для данного материала и процесса старения, с-1; Ea - энергия актива -ции, Дж/моль; R - универсальная газовая постоянная, Дж/(мольК).
В ISO 23936-2 [14] срок службы при заданной температуре определяют экстраполяцией зависимости времени достижения предельного состояния от обратной температуры, используя результаты испытаний при повышенных температурах [11]. В стандарте установлены следующие критерии предельного изменения свойств(предельное состояние) эластомеров [11]:
- твердость по Шору (метод А): +10/-20 ед. (+5/-20 для материалов с исходной твердостью 90 ед.);
- объем +25/-5 %;
- свойства при растяжении ±50 % - применяют к модулю (на -пряжение при 50 и 100 % деформации), прочности и удлинению при разрыве.
В настоящее время это единственный нормативный документ, устанавливающий допустимые критерии деградации свойств неметаллических материалов СПД.
Тем не менее указанные критерии слабо коррелируют с потерей уплотнительных характеристик эластомеров и работоспособностью эластомерных уплотнений. Более показательны методы, оценивающие релаксацию напряжений сжатия и способность материала восстанавливать форму [16], и прямые методы испытания давлением. Кроме того, следует учитывать, что при наличии сдвиговых деформаций срок службы уплотнения может значительно сократиться ввиду трещинообра-зования и последующего разрушения прокладки. Для учета эффекта деформации в условиях простого напряженного состояния при оценке долговечности полимеров разработаны альтернативные расчетные подходы (см., например, [17, 18]).
Следует также отметить, что приведенные методики работоспособны для прогнозирования старения, идущего по одному ме -ханизму. В случае если в полимерном материале имеют место несколько процессов (например, на молекулярном уровне одновременное формирование дополнительных поперечных связей и рассечение полимерных цепочек), все существующие методы будут давать ошибочные оценки. Поэтому необходимы дальнейшее развитие методов прогнозирования срока службы неметаллических уплотнений в нефтегазовых средах и совершенствование стандартных методик испытаний на старение и критериев допустимого состояния материалов.
ВЛИЯНИЕ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУР
Температура на морском дне, как правило, не опускается ниже -2 °С, более низкие температуры окружающей среды могут наблюдаться в ходе испытаний на плавучих буровых установках и спуске оборудования в условиях холодного климата. Дальнейшее понижение температуры может иметь место в системах добычи или закачки газа и связано с
эффектом Джоуля - Томсона [19] при падении пластового давления на устьевом оборудовании при пуске скважины по потоку за дроссельным клапаном или при быстром сбросе давления газа [11] (например, в системе контроля скважины). Поэтому для подводного оборудования характерны нижние пределы по расчетным температурам, соответствующие классам U (-18 °С), P (-29 °С) и L (-46 °С, часто для оборудования за дроссельным клапаном) по ISO 10423:2009 [6].
При охлаждении происходит значительное изменение свойств эластомеров,особенно в области перехода из высокоэластичного в стеклообразное состояние [20]. При этом сильно возрастают вяз -кая составляющая модуля упругости и тангенс угла механических потерь, достигающие пика при температуре стеклования. На молекулярном уровне при понижении температуры существенно замедляется движение сегментов молекулярных цепочек,увеличивается время, необходимое для осуществления релаксационных процессов. На практике это выражается в постепенной потере способности эластомеров быстро восстанавливать форму [21, 22] и, соответственно, в потере уплотняющих свойств в узлах, подразумевающих подвижность уплотняемых поверхностей [23, 24]. Наиболее известным случаем нарушения функциональности и протечки неметаллического уплотнения в результате переохлаждения, который получил широкий общественный резонанс, является взрыв ракеты-носителя шаттла «Челленджер» [3].
Другим важным фактором при рассмотрении низкотемпературной стойкости уплотнений служит термическая усадка. Известно, что коэффициенты термического расширения эластомеров и стали различаются как минимум на порядок, поэтому эффект усадки уплотнения при охлаждении должен быть принят во внимание при
Рис. 5. Примеры повреждений
образцов HNBR в результате
декомпрессии
Fig. 5. Examples of damage to
HNBR samples resulting from
decompression
проектировании. Это особенно важно для герметичности неподвижных уплотнений, подвергаемых воздействию температур, близких к температуре стеклования эластомера или ниже ее [25]. При таких температурах эластомеры по механическим свойствам больше напоминают термопласты [21] и, как правило, обладают незначительной эластичностью и восстанавливаемостью. Слабая восстанавливаемость не компенсирует изменения размеров при охлаждении, что приводит к падению контактного давления и - на микроуровне - к образованию зазоров, через которые происходит утечка рабочей среды [25]. Адгезионное взаимодействие эластомера с подложкой также может влиять на работу уплотнений в условиях холодного климата [25, 26].
ВЛИЯНИЕ БЫСТРОЙ ДЕКОМПРЕССИИ
Отдельно следует рассмотреть вопрос повреждений и разрушения неметаллических уплотнений в результате быстрого снижения давления (декомпрессии) в системах добычи газа. Повреждение эластомеров при декомпрессии (или кессонный эффект - в отечественной литературе) обусловлено расширением адсорбированного в них газа. В условиях добычи растворенный в материале газ находится в сжатом состоянии и не вызывает осложнений. При достаточно быстром снижении внешнего давления внутри эластомера происходит расширение этого газа. Так как эластомеры неизбежно содержат микропустоты и, весьма вероятно, вакуоли вокруг включений, в которых может накапливаться газ, они являются источниками роста внутренних газовых пор. Размер пор резко увеличивается под воздействием различия давления с внешней средой до критического, при котором достигается прочность материала при данной температуре, происходят разрыв и последующее развитие трещины. В итоге материал может содержать как множество отдельных трещин и пузырей, так и большие разрывы при объединении трещин. Примеры повреждений эласто-мерных образцов после декомпрессии показаны на рис. 5. В случае нескольких циклов декомпрессии
«СТАЛКЕР» ПМ-2
МАРКЕРОИСКАТЕЛЬ НОВИНКА!
Обнаружение всех типов ь> ¿дь,
электронных маркеров, которые используются для идентификации
подземных коммуникаций.
• Определение положения пассивных и активных электронных маркеров восьми типов: «Кабельное ТВ», «Газ», ВО/1С, «Телеком», «Канализация», «Водопровод», «Электроснабжение», «Техническая вода».
• Режим сканирования: поиск одновременно до четырех маркеров различных типов.
• Определение глубины залегания маркера (в зависимости от типа маркера - до 2,5 м). |
• Питание от двух М-МН-аккумуляторов: 6 В, 2 А-ч.
• Степень защиты: 1Р54.
........ J Л;
v Г— - ,
' л_ic v
/ г'л
»
ТРАССОИСКАТЕЛИ «СТАЛКЕР»
75-14,15-14 и 75-12,15-12
Локализация и диагностика подземных газопроводов
ПРИЕМНИК ПТ-14
GPS
Выноска подземных трасс с последующим наложением на карту.
ФУНКЦИЯ «КОМПАС»
Схематическое отображение коммуникации на дисплее приемника.
' АКТИВНЫЕ ЧАСТОТЫ:
273 Гц; 1024 Гц; 8928 Гц; 33 кГц.
| ПАССИВНЫЕ ЧАСТОТЫ:
эфир 48 Гц -14 кГц; радио 10-36 кГц; 50 Гц; 100 Гц; 300 Гц.
ПРИЕМНИК ПТ-12
• АНТИБЛИКОВЫЙ ДИСПЛЕЙ • ПАССИВНЫЕ ЧАСТОТЫ:
• АКТИВНЫЕ ЧАСТОТЫ: эфир 48 Гц -14 кГц;
1024 Гц; 8928 Гц; 33 кГц. радио 10-36 кГц;
50 Гц.
ГЕНЕРАТОР ГТ-15 | ГЕНЕРАТОР ГТ-75
Мощность 10 Вт. Встроенный индуктор для бесконтактной подачи сигнала в коммуникацию.
Мощность 75 Вт.
на правах рекламы
РАДИО-СЕРВИС
426000, РФ, г. Ижевск, а/я 10047, ул. Пушкинская, д. 268 Тел.: +7 (3412) 43-91-44, факс: +7 (3412) 43-92-63 E-mail: [email protected]; www.radio-service.ru
повреждения накапливаются, и в результате разрушение может напоминать усталостное по характеру поверхности [11].
В настоящее время разработаны и применяют два стандарта для аттестации материалов NACE TM0192 [27] и ISO 23936-2 [14] (NORSOK M-710 [15]) в части устой -чивости к декомпрессии. Первый содержит более субъективные критерии оценки повреждений [11], и его используют реже. ISO 23936-2 [14] предусматривает бо -лее строгие требования к испытаниям, содержит более конкретные критерии допустимости повреждений [11] и поэтому на момент написания статьи объективно лучше подходит для аттестации материалов СПД.
В качестве меры стойкости к быстрой декомпрессии в ISO 23936-2 [14] используют полуколичественную оценку степени поврежденности поперечного сечения разрезанного кольца, выраженную в баллах от 0 (наилучший результат) до 5 (наихудший результат) [11]. Баллы 4 и 5 недопустимы для материалов, предназначенных для использования в СПД. Существенным недостатком ISO 23936-2 [14] является отсутствие требований для уплотнительных колец с сечением, отличным от круглого, а также для
колец с упрочняющими вставками. Поэтому необходимы дальнейшая проработка новых положений стандарта и выработка требований к уплотнительным кольцам со сложной геометрией сечения.
Рекомендации по минимизации рисков декомпрессионных повреждений уплотнений для проектирующих организаций приведены в приложении стандарта ISO 23936-2 [14] и [11].
МАТЕРИАЛЫ
Ведущие поставщики систем подводной добычи накопили обширный опыт в использовании эластомерных уплотнений. Выяснилось, что наиболее универсальными материалами для уплотнений служат эластомеры на основе гидрированного нитрильного каучука HNBR и фторсодержащие эластомеры типа FFKM [12] и TFE/P [28]. Последние два вида эластомеров оказались наиболее стойкими ко всем видам сред, используемым в СПД, и с большей температурной стойкостью, но при этом, как правило, обладают высокой температурой стеклования, не позволяющей эффективно их использовать при температуре ниже 0 °C. Поэтому в настоящее время выбор эластомеров типа HNBR в качестве материала уплотнений
для эксплуатации на шельфе РФ наиболее обоснован.
ВЫВОДЫ
Подводя итоги, следует отметить следующее: для освоения арктических шельфовых месторождений требуется разработка новых эластомерных материалов, в том числе композиционных, имеющих более широкий диапазон рабочих температур, чем материалы, доступные в настоящее время. Потребность в таких материалах имеет место в настоящее время и в будущем только возрастет с увеличением числа шельфовых проектов.
Перспективной для ведущих научно-исследовательских организаций и изготовителей резинотехнических изделий является задача разработки и оптимизации конструкции уплотнительных колец, содержащих армирующие элементы. При разработке материалов и изделий следуетучиты-вать весь комплекс эксплуатационных факторов, большинство из которых приведено в статье. Не менее важны разработка методик прогнозирования поведения и долговечности уплотнений при различных условиях, а также совершенствование существующей нормативно-технической документации. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Gautier D.L., Bird K.J., Charpentier R.R., et al. Assessment of Undiscovered Oil and Gas in the Arctic // Science. 2009. Vol. 324. Iss. 5931. P. 1175-1179.
2. Subsea Facilities - Technology Developments, Incidents and Future Trends [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ptil.no/getfile. php/1327438/PDF/Seminar 2014/Undervassanlegg/Report No %20 18IM1UH-4_2014.pdf (дата обращения: 28.03.2018).
3. Müller H.K., Nau B.S. Fluid Sealing Technology: Principles and Applications. New York: M. Dekker Inc., 1998. 485 p.
4. Abaqus 6.14 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://abaqus.software.polimi.it/v6.14/ (дата обращения: 28.03.2018).
5. Полонский В.Л., Тюрин А.П. Проектирование нестандартных неподвижных уплотнений // Известия Самарского научного центра РАН. 2016. Т. 18. № 1-2. С. 264-268.
6. ISO 10423:2009. Petroleum and Natural Gas Industries. Drilling and Production Equipment. Wellhead and Christmas Tree Equipment [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.iso.org/standard/42757.html (дата обращения: 28.03.2018).
7. Treloar L.R.G. The Physics of Rubber Elasticity. Oxford: Oxford University Press, 2005. 324 p.
8. Akulichev A.G., Alcock B., Echtermeyer A.T. Compression Stress Relaxation in Carbon Black Reinforced HNBR at Low Temperatures // Polymer Testing. 2017. Vol. 63. P. 226-235.
9. Smith T.L. Ultimate Tensile Properties of Elastomers. II. Comparison of Failure Envelopes for Unfilled Vulcanizates // Journal of Applied Physics. 1964. Vol. 35. № 1. P. 27-36.
10. Mody R., Gerrard D., Goodson J. Elastomers in the Oil Field // Rubber Chemistry and Technology. 2013. Vol. 86. № 3. P. 449-469.
11. Elastomers for Fluid Containment in Offshore Oil and Gas Production: Guidelines and Review [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.hse.gov.uk/research/rrpdf/rr320.pdf (дата обращения: 28.03.2018).
12. Nygard H., Mollan S., Melve B. Compatibility between Elastomers and Oilfield Chemicals on the Kristin Subsea Wellhead Structure // Proceedings of Conference "Oilfield Engineering with Polymers". London, 2006. Paper 3. 10 p.
13. ISO 23936-1:2009. Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries. Non-Metallic Materials in Contact with Media Related to Oil and Gas Production. Part 1: Thermoplastics [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.iso.org/standard/41947.html (дата обращения: 28.03.2018).
14. ISO 23936-2:2011. Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries. Non-Metallic Materials in Contact with Media Related to Oil and Gas Production. Part 2: Elastomers [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.iso.org/standard/41948.html (дата обращения: 28.03.2018).
15. NORSOK Standard M-CR-710. Common Requirements. Qualification of Non-Metallic Sealing Materials and Manufactures [Электронный ресурс].
Режим доступа: http://www.standard.no/pagefiles/1152/m-cr-710r1.pdf (дата обращения: 28.03.2018).
16. Slay J.B., Ferrell K. Performance Qualification of Seal Systems for Deepwater Completions // Offshore Technology Conference "Waves of Change". Houston, 2008. Vol. 5. OTC 19626. P. 2765-2778.
17. Bueche F. Tensile Strength of Plastics above the Glass Temperature // Journal of Applied Physics. 1955. Vol. 26. № 9. P. 1133-1140.
18. Zhurkov S.N. Kinetic Concept of the Strength of Solids // International Journal of Fracture. 1984. Vol. 26. Iss. 4. P. 295-307.
19. Yadali Jamaloei B., Asghari K. The Joule-Thomson Effect in Petroleum Fields: I. Well Testing, Multilateral/Slanted Wells, Hydrate Formation, and Drilling/Completion/Production Operations // Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects. 2015. Vol. 37. Iss. 2. P. 217-224.
20. Bukhina M.F., Kurlyand S.K. Low-Temperature Behaviour of Elastomers. Leiden, Boston: VSP, 2007. 187 p.
21. Akulichev A.G., Alcock B., Echtermeyer A.T. Elastic Recovery after Compression in HNBR at Low and Moderate Temperatures: Experiment and Modelling // Polymer Testing. 2017. Vol. 61. P. 46-56.
22. Jaunich M., Eche von der K., Wolff D., et al. Understanding the Low Temperature Properties of Rubber Seals [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.tes.bam.de/de/umschliessungen/behaelter_radioaktive_stoffe/dokumente_veranstaltungen/patram_2010/Patram2010-Paper-169-Ja-Rubber-Seals.pdf (дата обращения: 28.03.2018).
23. Grelle T., Wolff D., Jaunich M. Temperature-Dependent Leak Tightness of Elastomer Seals after Partial and Rapid Release of Compression // Polymer Testing. 2015. Vol. 48. P. 44-49.
24. Grelle T., Wolff D., Jaunich M. Leakage Behaviour of Elastomer Seals under Dynamic Unloading Conditions at Low Temperatures // Polymer Testing. 2017. Vol. 58. P. 219-226.
25. Akulichev A.G., Echtermeyer A.T., Persson B.N.J. Interfacial Leakage of Elastomer Seals at Low Temperatures // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2018. Vol. 160. P. 14-23.
26. Akulichev A.G., Tiwari A., Dorogin L., et al. Rubber Adhesion Below the Glass Transition Temperature: Role of Frozen-in Elastic Deformation // EPL (Europhysics Letters). 2017. Vol. 120. № 3. P. 36002.
27. NACE TM0192-2012. Evaluating Elastomeric Materials in Carbon Dioxide Decompression Environments [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://store.nace.org/tm0192-2012 (дата обращения: 28.03.2018).
28. Martin T., Abrams P., Harris R., Thomson B. Seal Selection for Acid Gas Injection Using an Accelerated Test Program // Proceedings of the 5th Oilfield Engineering with Polymers Conference. London: Rapra Technology Ltd, 2006. Paper 5.
REFERENCES
1. Gautier D.L., Bird K.J., Charpentier R.R., et al. Assessment of Undiscovered Oil and Gas in the Arctic. Science, 2009, Vol. 324, Iss. 5931, P. 1175-1179.
2. Subsea Facilities - Technology Developments, Incidents and Future Trends [Electronic source]. Access mode: http://www.ptil.no/getfile.php/1327438/ PDF/Seminar 2014/Undervassanlegg/Report No %20 18IM1UH-4_2014.pdf (access date: March 28, 2018).
3. Müller H.K., Nau B.S. Fluid Sealing Technology: Principles and Applications. New York, M. Dekker Inc., 1998, 485 p.
4. Abaqus 6.14 [Electronic source]. Access mode: http://abaqus.software.polimi.it/v6.14/ (access date: March 28, 2018).
5. Polonskiy V.L., Tyurin A.P. Design of Non-Standard Fixed Seals. Izvestiya Samarskogo nauchnogo tsentra RAN = Izvestia of Samara Scientific Center of the Russian Academy of Sciences, 2016, Vol. 18, No. 1-2, P. 264-268. (In Russian)
6. ISO 10423:2009. Petroleum and Natural Gas Industries. Drilling and Production Equipment. Wellhead and Christmas Tree Equipment [Electronic source]. Access mode: https://www.iso.org/standard/42757.html (access date: March 28, 2018).
7. Treloar L.R.G. The Physics of Rubber Elasticity. Oxford, Oxford University Press, 2005, 324 p.
8. Akulichev A.G., Alcock B., Echtermeyer A.T. Compression Stress Relaxation in Carbon Black Reinforced HNBR at Low Temperatures. Polymer Testing, 2017, Vol. 63, P. 226-235.
9. Smith T.L. Ultimate Tensile Properties of Elastomers. II. Comparison of Failure Envelopes for Unfilled Vulcanizates. Journal of Applied Physics, 1964, Vol. 35, No. 1, P. 27-36.
10. Mody R., Gerrard D., Goodson J. Elastomers in the Oil Field. Rubber Chemistry and Technology. 2013, Vol. 86, No. 3, P. 449-469.
11. Elastomers for Fluid Containment in Offshore Oil and Gas Production: Guidelines and Review [Electronic source]. Access mode: http://www.hse.gov. uk/research/rrpdf/rr320.pdf (access date: March 28, 2018).
12. Nygard H., Mollan S., Melve B. Compatibility between Elastomers and Oilfield Chemicals on the Kristin Subsea Wellhead Structure. Proceedings of Conference "Oilfield Engineering with Polymers". London, 2006, Paper 3, 10 p.
13. ISO 23936-1:2009. Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries. Non-Metallic Materials in Contact with Media Related to Oil and Gas Production. Part 1: Thermoplastics [Electronic source]. Access mode: https://www.iso.org/standard/41947.html (access date: March 28, 2018).
14. ISO 23936-2:2011. Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries. Non-Metallic Materials in Contact with Media Related to Oil and Gas Production. Part 2: Elastomers [Electronic source]. Access mode: https://www.iso.org/standard/41948.html (access date: March 28, 2018).
15. NORSOK Standard M-CR-710. Common Requirements. Qualification of Non-Metallic Sealing Materials and Manufactures [Electronic source]. Access mode: http://www.standard.no/pagefiles/1152/m-cr-710r1.pdf (access date: March 28, 2018).
16. Slay J.B., Ferrell K. Performance Qualification of Seal Systems for Deepwater Completions. Offshore Technology Conference "Waves of Change". Houston, 2008, Vol. 5, OTC 19626, P. 2765-2778.
17. Bueche F. Tensile Strength of Plastics above the Glass Temperature. Journal of Applied Physics, 1955, Vol. 26, No. 9, P. 1133-1140.
18. Zhurkov S.N. Kinetic Concept of the Strength of Solids. International Journal of Fracture, 1984, Vol. 26, Iss. 4, P. 295-307.
19. Yadali Jamaloei B., Asghari K. The Joule-Thomson Effect in Petroleum Fields: I. Well Testing, Multilateral/Slanted Wells, Hydrate Formation, and Drilling/Completion/Production Operations. Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, 2015, Vol. 37, Iss. 2, P. 217-224.
20. Bukhina M.F., Kurlyand S.K. Low-Temperature Behaviour of Elastomers. Leiden, Boston, VSP, 2007, 187 p.
21. Akulichev A.G., Alcock B., Echtermeyer A.T. Elastic Recovery after Compression in HNBR at Low and Moderate Temperatures: Experiment and Modelling. Polymer Testing, 2017, Vol. 61, P. 46-56.
22. Jaunich M., Eche von der K., Wolff D., et al. Understanding the Low Temperature Properties of Rubber Seals [Electronic source]. Access mode: https://www.tes.bam.de/de/umschliessungen/behaelter_radioaktive_stoffe/dokumente_veranstaltungen/patram_2010/Patram2010-Paper-169-Ja-Rubber-Seals.pdf (access date: March 28, 2018).
23. Grelle T., Wolff D., Jaunich M. Temperature-Dependent Leak Tightness of Elastomer Seals after Partial and Rapid Release of Compression. Polymer Testing, 2015, Vol. 48, P. 44-49.
24. Grelle T., Wolff D., Jaunich M. Leakage Behaviour of Elastomer Seals under Dynamic Unloading Conditions at Low Temperatures. Polymer Testing, 2017, Vol. 58, P. 219-226.
25. Akulichev A.G., Echtermeyer A.T., Persson B.N.J. Interfacial Leakage of Elastomer Seals at Low Temperatures. International Journal of Pressure Vessels and Piping, 2018, Vol. 160. P. 14-23.
26. Akulichev A.G., Tiwari A., Dorogin L., et al. Rubber Adhesion Below the Glass Transition Temperature: Role of Frozen-in Elastic Deformation. EPL (Europhysics Letters), 2017, Vol. 120, No. 3, P. 36002.
27. NACE TM0192-2012. Evaluating Elastomeric Materials in Carbon Dioxide Decompression Environments [Electronic source]. Access mode: https://store.nace.org/tm0192-2012 (access date: March 28, 2018).
28. Martin T., Abrams P., Harris R., Thomson B. Seal Selection for Acid Gas Injection Using an Accelerated Test Program. Proceedings of the 5th Oilfield Engineering with Polymers Conference. London, Rapra Technology Ltd, 2006, Paper 5.
