Шланги из ТПУ для гидроразрыва и шланги для гидроразрыва: материалы, давление и эксплуатационные характеристики

Аргументы в пользу ТПУ при использовании шлангов гидроразрыва

Гидравлический разрыв пласта создает условия, которые исключают использование большинства материалов для шлангов общего назначения за несколько рабочих циклов. Наполненная проппантом суспензия, движущаяся с высокой скоростью через отверстие шланга, быстро разрушает резиновые футеровки; импульсы давления, генерируемые триплексными насосами, выполняющими циклическую работу усталостных усиливающих слоев, которые не предназначены для импульсной нагрузки; а химический коктейль из понизителей трения, биоцидов, ингибиторов накипи и кислотных стадий разрушает материалы, которым не хватает широкой химической стойкости. ТПУ выдерживает такое сочетание напряжений лучше, чем любой альтернативный полимер, используемый в настоящее время на нефтяных месторождениях.

Преимущество начинается на молекулярном уровне. Сегментированная блочная структура термопластичного полиуретана — чередующиеся твердые и мягкие домены — обеспечивает сочетание свойств, с которым не может сравниться ни один однофазный эластомер: стойкость к истиранию, сравнимая с конструкционными пластиками, упругое восстановление, сравнимое с резиной, и химическая стойкость, которая распространяется на алифатические углеводороды, разбавленные кислоты и пластовую воду с высокой соленостью. При контролируемых испытаниях на износ Внутренние вкладыши из ТПУ превосходят нитрильную резину в 4–6 раз в условиях эквивалентной абразивной суспензии. При высокоскоростной закачке керамического проппанта при концентрациях выше 400 кг/м³ эта разница напрямую отражается на количестве стадий, которые выдержит шланг в сборе, прежде чем потребуется замена хвостовика.

ТПУ также работает там, где резина выходит из строя при экстремальных температурах. Зимние нефтепромысловые работы на месторождениях Пермского бассейна, Монтни или Сибири подвергают наземное оборудование воздействию низких температур в ночное время ниже -30°C. Стандартные шланги из нитрила и этилен-пропиленового каучука при таких температурах значительно становятся жестче, что увеличивает риск повреждения при перекручивании. Правильно составленные составы ТПУ сохраняют эксплуатационную гибкость при температуре до -40°C. , что имеет практическое значение, когда перед рассветом в минусовых условиях экипаж раскладывает обрабатывающее железо и шланги.

Как Разрывной шланг ТПУ Строится: слой за слоем

Шланг гидроразрыва представляет собой составную конструкцию, и его характеристики зависят от самого слабого слоя в сборке. Понимание вклада каждого слоя позволяет понять, почему шланги из ТПУ для нефтяных месторождений имеют значительную надбавку к стоимости по сравнению со стандартными промышленными шлангами и почему эта надбавка оправдана при эксплуатации.

Внутренний вкладыш

Вкладыш является первой поверхностью контакта с раствором и основной поверхностью износа при эксплуатации проппанта. Вкладыши из ТПУ для нефтяных месторождений изготавливаются с твердостью 90–95 по Шору А — что значительно тверже, чем диапазон твердости по Шору А 80–85, типичный для плоско уложенных или общепромышленных шлангов из ТПУ, — поскольку твердость напрямую коррелирует с устойчивостью к истиранию при шламовой эрозии. Компромиссом является умеренное снижение гибкости при низких температурах, поэтому спецификации шлангов для гидроразрыва в холодном климате иногда требуют использования более мягкого состава футеровки с твердостью ближе к 85 по Шору А, что допускает несколько более короткий срок службы футеровки в обмен на безопасное обращение в экстремальных холодах.

ТПУ на основе полиэфира обычно предпочтительнее, чем на основе полиэстера при использовании в облицовочных материалах нефтяных месторождений. Полиэфирный ТПУ подвержен гидролитическому разложению при длительном контакте с водой, что является серьезной проблемой при перекачке пластовой воды или любых услугах, когда шланг находится заполненным жидкостью между работами. Полиэфирный ТПУ сохраняет прочность на разрыв и удлинение при длительном погружении в воду. , что очень важно для шланга, который можно оставить заряженным на ночь между этапами гидроразрыва.

Пакет усиления

Армирование определяет устойчивость к давлению и усталостную долговечность. В шлангах для гидроразрыва обычно используется высокопрочная полиэфирная или арамидная оплетка. Угол оплетки разработан для оптимизации баланса между сопротивлением давлению и осевой стабильностью. — шланг, который чрезмерно удлиняется или сжимается под давлением, создает непредсказуемую нагрузку на соединения фитингов и может ослабить соединения в полевых условиях.

Внешняя крышка

На месте разрыва шланги протаскивают по гравийным подушкам, проходят по тяжелому оборудованию, многократно сматывают и разматывают в абразивных условиях. Внешнее покрытие из ТПУ более эффективно противостоит этому механическому воздействию, чем альтернативные резиновые изделия, и, в отличие от резины, оно не трескается и не трескается на поверхности под воздействием озона, ультрафиолета или брызг углеводородов, что является обычным явлением на любом производственном объекте. Внешнее покрытие также обеспечивает первую линию защиты от повреждения арматуры; шланг с видимым обнажением армирования следует считать неисправным независимо от оставшегося состояния футеровки.

Концевые фитинги и соединительные узлы

По статистике, соединение муфта-шланг является наиболее распространенной точкой возникновения неисправностей в узлах шлангов для гидроразрыва. Геометрия обжимного наконечника должна точно соответствовать наружному диаметру шланга и конструкции стенки; обойма меньшего или слишком большого размера создает концентрацию напряжений, которая приводит к распространению трещин при импульсной нагрузке. API 7K требует, чтобы концевые соединения прошли контрольные испытания при 1,5-кратном рабочем давлении в рамках аттестации сборки. , и каждая сборка должна иметь серийный сертификат испытаний, прослеживаемый до этого конкретного контрольного испытания.

Химическое воздействие при ГРП: чему противостоит ТПУ и где его пределы

Ни один полимер не является универсально совместимым со всеми жидкостями, встречающимися в нефтепромысловых операциях, и ТПУ не является исключением. Понимание границ химической стойкости ТПУ так же важно, как и знание его сильных сторон.

ТПУ справляется с большинством химических жидкостей гидроразрыва без существенного ухудшения качества:

• Базовая жидкость Slickwater: Пресная и пластовая вода с типичным диапазоном TDS вызывают незначительную деградацию ТПУ в течение длительного срока службы.
• Понизители трения (полиакриламид): Никакого значительного воздействия ТПУ при концентрациях, используемых в полевых условиях.
• Алифатические углеводороды: Дизельное топливо, сырая нефть и легкий конденсат вызывают минимальное набухание правильно составленного ТПУ нефтепромыслового качества — обычно изменение объема менее 5% после 72-часового погружения.
• Разбавленная HCl (до ~15%): Полиэфирный ТПУ демонстрирует приемлемую стойкость при температуре окружающей среды; Срок службы короче, чем в системах водоснабжения, но достаточен для стандартных работ по кислотной стимуляции.
• Биоциды, ингибиторы накипи, ингибиторы коррозии: При типичных концентрациях при обработке в полевых условиях эти добавки не вызывают значимого ухудшения качества ТПУ.

Ситуации, когда TPU достигает своих пределов, стоит знать, прежде чем они будут обнаружены в полевых условиях:

• Ароматические углеводороды: Толуол и ксилол вызывают значительное набухание ТПУ. Шланги, предназначенные для работы с конденсатом или сырой нефтью с высоким содержанием ароматических веществ, перед использованием должны быть сертифицированы по материалу для работы с этими конкретными жидкостями.
• Концентрированная кислота: HCl выше 15–20% или HF в любой концентрации постепенно атакуют ТПУ. Работы по кислотному разрыву пласта при более высоких концентрациях требуют подтвержденных данных о совместимости материалов футеровки от производителя.
• Повышенная температура жидкости: Химическая стойкость ТПУ снижается при повышенных температурах. Хвостовик, который приемлемо работает в условиях кислотной среды при температуре 20°C, может выйти из строя быстрее, если температура жидкости в шланге поднимется выше 60°C из-за тепла насоса или возврата скважины.

Полевая проверка и списание: управление шлангом для гидроразрыва в эксплуатации

Выход из строя шланга гидроразрыва при рабочем давлении является событием высокой энергии. Запасенная энергия в шланге под давлением при давлении 100 бар и диаметре 4 дюйма значительна; Выход из строя муфты или прорыв гильзы может привести к серьезной травме находящегося рядом персонала и неконтролируемому выбросу жидкости на колодку. Структурированная проверка — это не административные издержки, а основной механизм выявления деградации до того, как она станет событием безопасности.

Проверки перед работой

Перед каждой работой пройдите по всей длине шланга и осмотрите его на наличие порезов или истираний на внешней оболочке, достаточно глубоких, чтобы обнажить армирование, локализованных выпуклостей, указывающих на отделение вкладыша или повреждение армирования, перегибов или закрепившихся изгибов, которые не ослабевают, когда шланг уложен прямо, а также любых соединений, демонстрирующих движение, коррозию на границе раздела муфта-шланг или повреждение резьбы. Любой шланг с оголенной арматурой немедленно списывается — без исключений. Выпуклость в любом месте тела является признаком внутреннего структурного сбоя и требует такой же реакции.

Испытание давлением после работы

После стадий с высокой производительностью или высокой концентрацией проппанта проведите гидростатическое испытание при 1,5-кратном рабочем давлении с водой, прежде чем шланг вернется в эксплуатацию. Это позволяет выявить незаметные снаружи повреждения втулки и потерю целостности муфты до того, как она проявится в полевых условиях эксплуатации. Запишите результаты испытаний по серийному номеру шланга.

Мониторинг износа гильзы

При длительной эксплуатации в жидком растворе толщина внутренней стенки футеровки постепенно уменьшается с каждой работой. Периодический контроль обрезки и измерения – отрезание короткого отрезка шланга через запланированные интервалы и измерение оставшейся толщины лейнера – позволяет операторам построить модель скорости износа для конкретного типа проппанта, скорости закачки и профиля работы. Как только толщина хвостовика достигнет 50% от первоначальной, шланг следует вывести из эксплуатации. даже если внешних повреждений не видно, поскольку оставшаяся толщина стенки больше не обеспечивает достаточный запас прочности против выброса.

Выход на пенсию по времени и циклу

Физический осмотр выявляет видимые повреждения, но не все механизмы деградации видны снаружи. Распространение усталостных трещин в армирующих слоях, УФ-охрупчивание наружного покрытия и постепенное сжатие уплотнения муфты — все это развивается внутри. API 7K и большинство основных программ управления шлангами для операторов определяют максимальный срок службы — обычно от 5 до 10 лет с даты изготовления и определенного максимального количества циклов давления. — в качестве средства защиты от видов отказов, которые не могут быть обнаружены одними проверками. Шланги, достигающие этих пределов, списываются независимо от их внешнего состояния.