Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Изучение методов повышения несущей способности трубопроводов из термопластов 10
1.1 Системы сбора и транспорта продукции скважин 10
1.2 Методы повышения несущей способности труб из термопластов 11
Глава 2. Исследование несущей способности бипластмассовых труб 23
2.1 Анализ методов расчета напряженно-деформированного состояния конструкций из стеклопластиков и пластмасс 23
2.2 Расчет напряженно-деформированного состояния бипласт-массовых труб 25
2.3 Расчет устойчивости бипластмассовых труб 34
Глава 3. Проектирование и расчет трубопроводов из бипласт массовых труб 38
3.1 Классификация трубопроводов, прокладываемых на нефтяном месторождении 38
3.2 Основные принципы проектирования трубопроводов на нефтяном месторождении 40
- 3.3 Особенности проектирования трубопроводов из бипластмассовых труб 41
3.4 Проектирование надземных трубопроводных систем 42
3.5 Проектирование подземных и наземных (в насыпи) трубо
проводных систем 50
Глава 4. Разработка технологии монтажа и ремонта трубо проводов из бипластмассовых труб 59
4.1 Разработка адгезионной композиции для системы «полиэтилен-стеклопластик»... 59
4.2 Разработка соединений бипластмассовых труб 62
4.2.1 Разработка стенда для входного контроля БПТ 69
4.2.2 Проведение гидравлических испытаний клеесварных соединений бипластмассовых труб 72
4.3 Монтаж бипластмассовых трубопроводов 74
4.3.1 Подземная прокладка 74
4.3.2 Надземная прокладка 75
1е 4.3.3 Наземная в насыпи прокладка 75
4.4 Разработка технологии ремонта трубопровода из бипласт массовых труб 76
4.4.1 Разработка технологии перекрытия бипластмассового трубопровода с помощью магнитных композиций 78
Глава 5. Оценка экономической эффективности применения бипластмассовых труб 96
Основные выводы и рекомендации 104
Библиографический список использованной литературы
- Системы сбора и транспорта продукции скважин
- Анализ методов расчета напряженно-деформированного состояния конструкций из стеклопластиков и пластмасс
- Классификация трубопроводов, прокладываемых на нефтяном месторождении
- Разработка адгезионной композиции для системы «полиэтилен-стеклопластик»...
Введение к работе
Актуальность работы
В условиях эксплуатации трубопроводных систем сбора и транспорта продукции нефтяных скважин в большинстве своем используются стальные трубы. Транспортируемая нефть содержит различные коррозионно-активные компоненты, а также парафин. Кроме того, трубы используются в системах заводнения и утилизации сточных промысловых вод, которые эксплуатируются в условиях воздействия высокоминерализованной среды. В таких условиях стальные трубы подвергаются интенсивной электрохимической коррозии, и, как показывает опыт, ресурс их работы не превышает 1-2 лет, а иногда нескольких месяцев.
Традиционный способ борьбы с коррозией трубопроводов заключается, как известно, в специальной обработке труб и проведении периодической диагностики, что требует достаточно весомых затрат средств и рабочего времени. Применение современных материалов в производстве труб позволяет производителю выбрать между старым способом и новым, радикальным. Он заключается в переходе на трубы, изготовленные из стекловолокна и полимера. При использовании таких труб о существовании коррозии можно просто забыть.
Повышение надежности и долговечности всех трубопроводных систем может быть достигнуто за счет применения пластмассовых труб.
Трубы из полиэтилена выпускаются отечественной промышленностью диаметрами до І 200 мм, и нашли широкое применение в системе газоснабжения, на нефтехимических и энергетических производствах, в системах подготовки питьевой воды на водозаборах и в коммунальном хозяйстве. Пластмассовые трубопроводы являются высоконадежными системами при их соответствующем техническом обслуживании и эксплуатации, а также при наличии методов ремонта трубопроводов в случаях механических повреждений.
Однако уже накопленный опыт сооружения и эксплуатации пластмассовых трубопроводов доказывает, как тщательно необходимо подходить к выбору областей технической возможности использования пластмассовых труб с учетом всего комплекса специфических особенностей их, как конструктивного, так и материального исполнения.
Трубы из термопластов (полиэтилена и полипропилена) имеют рабочее давление только до 1,0 МПа Расширение области применения пластмассовых труб возможно путем создания труб из композиционных материалов, в которых сочетаются высокая химическая стойкость полиэтилена с высокопрочными упрочняющими элементами (арматура, оболочки). На данный момент отечественной промышленностью освоены следующие виды труб:
-трубы стальные, футерованные полиэтиленом диаметрами 89, 114 и 159 мм;
-трубы металлопластовые (МПТ) - полиэтиленовые трубы, монолитная стенка которых армирована жестким сварным проволочным каркасом диаметром до 200 мм на рабочее давление до 4,0 МПа;
- гибкие длинномерные полимерно-металлические трубы (ГПМТ) - полиэтиленовые трубы, упрочненные навивкой металлокорда диаметром до 200 мм на рабочее давление до 10,0 МПа.
Наиболее перспективными являются трубы стеклопластиковые комбинированные (бипластмассовые трубы) - полиэтиленовые трубы, упрочненные наружной стеклопластиковой оболочкой диаметром до 293 мм па рабочее давление до 4,0 МПа.
В настоящее время создана конструкция и разработана технология производства бипластмассовых труб. Эти трубы представляют собой полиэтиленовые трубы, упрочненные формированием наружной стеклопластиковой оболочки. В то время как внутренняя полиэтиленовая труба обеспечивает герметичность, наружная стеклопластиковая оболочка воспринимает силовые нагрузки от внутреннего давления среды. Высокие физико-механические свойства и химическая стойкость бипластмассовых труб позволяют широко приме-
б нять их в трубопроводных системах сбора и транспорта продукции нефтяных скважин при давлениях до 4,0 МПа (в качестве выкидных линий скважин, подводящих и сборных коллекторов) и при сооружении систем водоводов. Бипла-стмассовые трубы выпускаются диаметрами от 75 до 293 мм с общей толщиной стенки от 3 до 8 мм. Трубы выпускаются с фланцевыми и раструбными соединениями. Производство труб осуществляет завод АОЗТ "Композит-нефть", находящийся в г. Чернушка (Пермская обл.). В г. Чернушка в НГДУ "Лукойл-Пермнефть", а также в г. Когалым введены в эксплуатацию линии по производству бипластмассовых труб. На сегодняшний день выпущено более 1000 км би пластмассовых труб.
Многие напорные трубопроводные системы в соответствии с нормами должны сооружаться на давления не менее 4,0 МПа. Отсутствие надежного соединения труб ограничивает их применение для таких систем. Таким образом, очевидна необходимость разработки равнопрочного с телом трубы надежного соединения для трубопроводов из бипластмассовых труб.
Открытыми остаются и вопросы проектирования, монтажа и ремонта бипластмассовых трубопроводов.
Успешное применение бипластмассовых труб возможно только при условии детального изучения их напряженно-деформированного состояния. Информация о наиболее напряженных элементах трубы и механизме ее разрушения повышает возможность качественного монтажа трубопровода и рациональной его эксплуатации.
Отсутствие комплексной проработки вопросов проектирования, монтажа, ремонта и областей возможного применения бипластмассовых труб в значительной степени сдерживает их массовое использование. Благодаря своим уникальным свойствам они обеспечивают повышение надежности и увеличение безаварийности работы трубопроводов до 35 лет и более.
Целью настоящей работы является совершенствование конструкции бипластмассовых труб и технологии их монтажа при строительстве промысловых трубопроводных систем.
Основные задачи исследований:
Системы сбора и транспорта продукции скважин
До недавнего времени большинство нефтяных площадей обустраивалось негерметизированнымн двухтрубными самотечными системами сбора нефти, газа и воды, которые и до сих пор используются на старых площадях.
В настоящее время все площади нефтяных месторождений, вступающих в разработку, обустраиваются, как правило, высоконапорными (более 1,5 МПа) герметизированными и автоматизированными системами сбора нефти, газа и воды.
Существует несколько разновидностей герметизированных систем сбора нефтегазовых смесей: 1) системы сбора, зависящие от величины и конфигурации нефтяного месторождения; 2) системы сбора, зависящие от рельефа местности (ровная, гористая); 3) системы сбора, зависящие от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсий, а также от климатических условий данного месторождения; 4) системы сбора нефти, газа и воды, применяемые на морских месторождениях /38/.
Важным резервом экономного расхода материалов при сооружении трубопроводных систем является рациональный выбор структуры потребления труб. В системах сбора и транспорта продукции нефтяных скважин наиболее эффективным является применение пластмассовых труб при сооружении трубопроводных коммуникаций и оборудования. Расчетный срок службы таких труб составляет, согласно нормам, не менее 50 лет. Высокая эластичность позволяет транспортировать трубы с наружным диаметром до 160 мм в бухтах, благодаря этому можно укладывать трубы большой длины, что позволяет экономить на соединениях.
Ограничивающим факторами более широкого применения труб из термопластов являются низкое рабочее давление (до 1,0 МПа), значительные проявления температурно-временной зависимости прочности (при 20 С рабочее дав ление 1,0 МПа, при 30 С - 0,63 МПа , при 40 С - 0,4 МПа, при 50С -0,25 МПа) и большая материалоемкость (толщина стенки трубы составляет около 9 % от их диаметра).
Повышение несущей способности пластмассовых труб при одновременном снижении их материалоемкости, позволяет значительно расширить область применения этих труб.
В этом направлении перспективной является разработка новых конструкций труб с использованием сочетаний в них различных материалов, в которых рабочие поверхности выполнены из химически стойкого материала (термопласта), а силовые несущие элементы — из металла или волокнистых материалов.
Композитные трубы появились на рынке в начале 80-х годов. Однако значительные достижения технологии их производства определяются такими факторами, как возросшее внедрение на рынок пластмассовых систем и потребность новаторских разработок для улучшения сбыта.
Основное преимущество многослойных композитных труб в системах сбора и транспорта продукции нефтяных скважин - снижение газопроницаемости до нормативной и объединение достоинств пластмассовых и металлических труб в одном материале, который имеет хорошую прочность на разрыв в сочетании с гибкостью и коррозионной стойкостью.
В результате литературно-патентного поиска выявлены основные пути использования труб из термопластов для трубопроводов на повышенные давления: - футерование стальных трубопроводов или трубных секций полиэтиленовыми трубами; - упрочнение полиэтиленовых труб или трубных секций упрочняющими элементами;
Футерование трубопроводов или трубных секций полиэтиленовыми трубами осуществляется по различным схемам: - протягивание полиэтиленового трубопровода внутрь металлического с большим зазором, который заполняется цементным раствором /I, 2, 3, 4/; - протягивание полиэтиленового трубопровода с зазором не более 5% от наружного диаметра полиэтиленовых труб, внутрь которых подается горячая вода под давлением /5, б, 7/; - полиэтиленовые трубы с наружным диаметром не менее внутреннего диаметра футеруемого трубопровода имеют продольные складки, после введения их в трубопровод прокачиваются горячей водой и восстанавливают свою первоначальную форму /8, 9/;
- полиэтиленовые трубы с наружным диаметром более внутреннего диаметра футеруемых труб протягиваются перед введением их в трубу через кольцевой фильтр, и после снятия натяжения протяжки они плотно прилегают к стенкам стальных труб /10/;
- трубы из термопласта с нанесенным на наружную поверхность низкоплавким адгезионным покрытием после введения внутрь стального трубопровода под действием горячей воды или воздуха расширяются с одновременным оплавлением клея, и обеспечивается адгезионная связь между слоями /11, 12, 13/.
Упрочнение труб из термопластов силовыми элементами осуществляется по нескольким схемам: - трубы полиэтиленовые упрочняются навивкой гибких элементов (проволока, лента)/14/; - на трубы из термопластов насаживаются отдельные патрубки металлические /15/; - на наружной поверхности труб формируется стеклопластиковая оболочка /16, 17, 18/; - матрица из термопласта армируется изнутри проволочной сеткой.
На основании литературно-патентной проработки можно классифицировать комбинированные трубы, т.е. упрочненные пластмассовые трубы по различным признакам.
1. В зависимости от структуры материала и конструкции комбинированные трубы подразделяются на типы: - трубы из термопластов, армированные дискретными волокнами (стекло волокно, химволокно); - трубы из термопластов, армированные непрерывным стекловолокном; - трубы из термопластов, армированные непрерывной проволокой; - трубы из термопластов, упрощенные намоткой волокнистого материала (стекло- или химволокно) или линейного профиля (проволока, лента); - трубы из термопластов с силовой стеклопластиковой оболонко й; -трубы из термопластов с насаженными металлическими патрубками; - трубы металлические с внутренней оболочкой из термопластов.
2. В зависимости от способов их изготовления: - введение дискретных волокон в материал труб в процессе переработки материала; - формование труб намоткой на съемную оправку волокнистого материала, пропитанного синтетической смолой; - экструдирование труб из термопласта с арматурой из провол о к и; - намотка непрерывного волокна или профиля на упрочняемую трубу; - формирование стеклопластиковой силовой оболочки на упрочняемой трубе намоткой волокнистого материала, пропитанного смолой; - футерование металлических труб путем введения внутрь их пластмассовых труб.
Анализ методов расчета напряженно-деформированного состояния конструкций из стеклопластиков и пластмасс
Расчет напряженно-деформированного состояния труб из стеклопластиков и пластмасс ведется по заданной геометрической форме, нагрузке и деформационным свойствам материалов. Для решения этой задачи необходимы математическое описание деформационных свойств материалов и расчет механической надежности конструкции. Основными особенностями деформационных свойств стеклопластиков и пластмасс являются анизотропия и ползучесть. Эти свойства необходимо учитывать при расчете напряженно-деформированного состояния труб.
Бипластмассовая труба с точки зрения строительной механики представляет собой сопряжение оболочек. Трубы из стеклопластиков отличаются тем выгодным для них свойством, что структура материала в них формируется в процессе изготовления, поэтому деформационные и прочностные свойства наилучшим образом соответствуют геометрической форме и нагрузке. Стеклопла-стиковую трубу можно рассматривать как ортотропную оболочку вращения. При этом возможны два варианта постановки задачи расчета и их решения, В первом случае оболочку рассматривают как многослойную с различными упругими константами стеклонаполнителя и связующего между его слоями. Во втором случае оболочку рассматривают как однородную анизотропную с приведенными упругими константами. Для расчета конструкции будем пользоваться этим вариантом.
В настоящее время достаточно много работ /21-36/ посвящено расчету напряженно-деформированного состояния различных конструкций из композитных материалов. Как отмечено в /21/, композит представляет собой неоднородный сплошной материал, состоящий из двух или более компонентов, среди которых можно выделить армирующие элементы, обеспечивающие необходимые механические характеристики материала, и матрицу (или связующее), обеспечивающую совместную работу армирующих элементов. Механическое поведение композита определяется соотношением свойств армирующих элементов и матрицы, а также прочностью связи между ними.
Бипластмассовая труба, после ее изготовления, представляет собой скрепленный толстостенный цилиндр, состоящий из двух слоев различной толщины и жесткости (рис.2.1). Скрепление происходит при помощи нанесенного на полиэтиленовую трубу адгезионного слоя (сэвилен), а также из-за термической усадки стеклопластиковой оболочки. Нанесенный адгезионный слой ничтожно мал и никак не влияет на распределение нагрузок в оболочках и поэтому не рассматривается при расчетах напряженно-деформированного состояния трубы.
Каждый слой описывается своими константами упругости (Е и ц).
Полиэтиленовый слой рассматривается как изотропное тело, стеклопла-стиковая оболочка - как анизотропное. Намотка слоев стеклопластиковой нити производилась под углом 57 и -57 к оси трубы.
В целом для характеристики физико-механических свойств бипластмассо-вых труб, необходимых для расчета напряженно-деформированного состояния, указанная модель требует девять констант упругости. Некоторые из этих кон стант являются функциями от механических и геометрических параметров би-пластмассовых труб.
Можно предположить, что элементы, из которых состоит композит, каждый в отдельности продолжает обладать своими физико-механическими свойствами. Новые свойства композита обусловлены только совместной работой его элементов.
Для исследования напряженно-деформированного состояния би пластмассовой трубы, возникающего от действия внутреннего давления нами выбран один из современных численных методов - метод конечных элементов (МКЭ). Конструкция трубы представляется как совокупность элементов, имеющих конечные размеры и взаимодействующих между собой только в узлах сетки конечных элементов (КЭ). Бипластмассовая труба моделировалась многослойными оболочечными КЭ. При использовании КЭ указанных типов каждый узел сетки КЭ имеет шесть степеней свободы, соответствующих шести узловым перемещениям (три составляющих перемещений по координатным осям xt,x2,x3 и три угла поворота относительно координатных осей хі,х2,хз). При использовании МКЭ в качестве основных неизвестных задачи принимаются узловые перемещения. Для каждого КЭ они образуют вектор узловых перемещений {? }.
Классификация трубопроводов, прокладываемых на нефтяном месторождении
Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на площадях нефтяных месторождений, делятся: 1) по назначению—на нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы; 2) по характеру напоров — на напорные и безнапорные; 3) по рабочему давлению — на трубопроводы высокого (4,0 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа) давления; 4) по способу прокладки — на подземные, наземные и подводные; 5) по функции — на выкидные линии, идущие от устьев скважин до групповой замерной установки; нефтяные, газовые, водяные и нефтегазоводя-ные сборные коллекторы; товарные нефтепроводы (см. рис.3.1, поз.2, 4, 10, 14); 6) по гидравлической схеме работы - простые трубопроводы, не имеющие ответвлений, и сложные трубопроводы, имеющие ответвления, к которым относятся также замкнутые (кольцевые) трубопроводы. Трубопроводы, транспортирующие воду к нагнетательным скважинам с целью поддержания пластового давления, делятся на: а) магистральные водопроводы, начинающиеся у насосных станций вто рого подъема; б) подводящие водопроводы, прокладываемые от магистральных водо проводов до кустовых насосных станций (КНС); в) разводящие водоводы, прокладываемые от КНС до нагнетательных скважин.
Все перечисленные трубопроводы по напору делятся на трубопроводы с полным заполнением трубы жидкостью и трубопроводы с неполным заполне ниєм трубы жидкостью.
Трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью называются напорными, а трубопроводы с неполным заполнением сечения могут быть как напорными, так и безнапорными.
Выкидные линии и нефтесборные коллекторы обычно не полностью заполнены нефтью, т. е. часть сечения выкидных линий или коллектора занята га # зом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увлеченным нефтью из сепараторов в связи с их плохой работой.
В самотечных нефтепроводах нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и в конце нефтепровода. Если при этом в нефтепроводе нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно-самотечным или безнапорным, а при отсутствии газовой фазы - напорно-самотечным.
Нефть и ее примеси транспортируются по выкидным линиям до АГЗУ за счет перепада давления между устьем скважины и АГЗУ. Выкидные линии (см. рис. 3.1, поз. 2) в зависимости от дебита скважин принимаются диаметром от 75 до 150 мм и прокладываются под землей. Протяженность выкидных линий оп ределяется технико-экономическими расчетами и может достигать 4 км. От АГЗУ, к которой по выкидным линиям подводится продукция 14-56 скважин (в зависимости от числа Спутников, определяемых технико экономическими расчетами), до ДНС или УПН обычно прокладывается сбор ный коллектор (см. рис. 3.1, поз. 4) диаметром от 200 до 500 мм и протяженно стью от 2 до 10 км.
Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружают сборные газопроводы (см. рис. 3.1, поз. 14) /38/.
При составлении проекта обустройства, прежде всего руководствуются расположением скважин, предусмотренным проектом разработки данного месторождения, и дебитами этих скважин. По известному расположению скважин на месторождении с учетом рельефа поверхности выбирают места расположения групповых замерных установок (см. рис. 3.1, поз. 3) и трассы всех трубопроводов, перечисленных в параграфе 3.1 данной главы.
Трассой трубопровода является линия, определяющая положение трубо провода на местности. Эта линия, нанесенная на карту или п л умести q fcr Ц наї зывается планом трассы. "— Проектирование трубопроводов на площади месторождения сводится к решению следующих основных задач: 1) выбор рациональных длин и диаметров выкидных линий и сборных коллекторов, отвечающих минимуму расхода металла, затрат на их строительство и эксплуатационных издержек; 2) гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов, транспортирующих как однофазную, так и многофазную жидкость (нефть, газ, вода); 3) выбор трассы трубопроводов; 4) составление продольных профилей, характеризующих трассу трубопроводов /38/.
При проектировании систем сбора для парафинистых нефтей особое внимание следует обращать на тепловые расчеты трубопроводов, так как этими расчетами определяются необходимое число печей для подогрева нефти и затраты на их сооружение.
При проектировании трубопроводов из бипластмассовых труб использован опыт отечественных разработчиков и фирм - производителей стеклопластико-вых труб /39, 41, 43-45/, а также зарубежных: Centron /46/, Sarplast /42/, Wavin Repox bv. /47/, Smith Fiberglass Product Inc. /48, 49/, Ameron /50-52/, нормативные документы Американского нефтяного института API /53, 54/ и стандарты ASTMD,NEN,ISOHflp.
Разработка адгезионной композиции для системы «полиэтилен-стеклопластик»...
Одним из способов повышения несущей способности пластмассовых труб до 4,0 МПа является создание комбинированных (бипластмассовых) труб, состоящих из двух оболочек, каждая из которых выполняет свою функцию. В предлагаемой комбинации внутренняя оболочка, выполненная из полиэтилена, является химически стойким барьером для агрессивной среды, внешняя — сте клоп ластиковая — барьер, предохраняющий трубопроводную конструкцию от разрушения при повышении давления в коммуникации. С целью обеспечения надежной работы комбинированных труб и исключения разрушения полиэтиленовой оболочки от температурных деформаций обе оболочки должны быть скреплены между собой. Из-за неполярности полиэтилена химическое его соединение со стеклопластиком затруднительно. В связи с этим возникла необходимость разработки адгезива, совмещающегося с полиэтиленом. За основу разрабатываемой композиции был принят сополимер этилена с вииилацетатом — сэвилен марки 11306-75, ТУ 6-05-1636-78, промышленно выпускаемый в стране.
Повышение адгезионных свойств сэвилена возможно введением различных промоторов. Были опробованы промоторы двух типов: органосиланы и изоцианаты.
Минеральные наполнители, широко используемые для изменения структурных, механических и других свойств полимеров, также могут изменять прочность адгезионных соединений. При исследовании лучшие результаты получены от совместного действия промоторов с тальком. В качестве оптимальных выбраны два варианта композиций, имеющих адгезию к полиэтилену низкого давления, стеклоткани, стали: 1) сэвилен-тальк-полиизоцианат; 2) сэвилен-тальк-органосилан.
С целью снижения температуры формирования адгезионной композиции была сделана попытка замены основы композиции — сэвилена на миравитен -108 и миравитен Д-47ХА. Образцы адгезива, выполненные в виде пленки, прессовались с субстратом (полиэтилен, стеклоткань, сталь) при температурах 70-100 С в течение 15 минут. Максимальные значения адгезионной прочности для стеклоткани получены с композицией на основе Д-47ХА при температуре около 100 С. Однако адгезия к полиэтилену низкого давления при тех же условиях оказалась близкой к нулю. Необходимость разогрева пленки - адгезива до температуры плавления характеризует его как клей-расплав. Таким образом, клеи-расплавы на основе полиолефинов при пониженных температурах (60-90 С) не обеспечивают надежного адгезионного соединения с полиэтиленом низкого давления, и только при прогреве их выше 100 С достигается достаточный уровень прочности адгезионных соединений.
Возможность повышения адгезионной прочности была рассмотрена с точки зрения технологии изготовления образцов для испытаний в лабораторных условиях, а, следовательно, и самих труб.
В качестве клея-расплава были рассмотрены две композиции: композиция 113-27 на основе сзвилена с промоторами и на основе миравитена Д-47ХА.
Оптимальной величиной образования адгезионной связи является температура около плюс 120 С. Предлагаемая технология изготовления образцов включает в себя два способа, применяемых для соединений типа «полиэтилен-сталь» и «полиэтилен-стеклопластик».
По первому способу собирался пакет из полиэтиленовых и стальных пластин. Между пластинами закладывалась пленка клея-расплава. Собранный пакет под давлением 0,03 МПа помещался в печь с температурой +120 С на 1 час. Давление создавалось грузом, размещенным на верхней пластине.
Второй способ подготовки образцов заключался в предварительном нагреве металлической пластинки до + 120...150 С, на которую наносился сплошным слоем клей-расплав и накладывался груз с удельным давлением 0,03 МПа.
В системе «полиэтилен-стеклопластик» адгезив в расплавленном виде наносился на полиэтиленовую пластину. Эпоксидная смола ЭД-20 (ГОСТ 10587-76), соединенная с отвердителем ПЭПА (ТУ 6-02-594-80), наносилась на клей-расплав, после чего обе пластины соединялись, нагружались давлением 0,03 МПа и в течение 24 часов выдерживались при температуре +20 С. У склеенных по 1 и 2 способам образцов определялся предел прочности при сдвиге (ГОСТ 14759-69).
Обладая достаточно высокими прочностными свойствами, комбинированные бипластмассовые трубы, как правило, монтируются посредством разъемных фланцевых и раструбных соединений с уплотнительными манжетами. Однако существующие разъемные соединения не отвечают требованиям эксплуатации нефтегазопромысловых коммуникаций.
Перспективным методом монтажа бипластмассовых труб является применение клеевых соединений, имеющих ряд ценных технологических преимуществ перед другими способами соединений и позволяющих создавать принципиально новые инженерные конструкции и узлы с заранее заданными свойствами, без значительных материальных затрат. Однако при проектировании и создании клеевых соединений из различных материалов (комбинированные бипластмассовые трубы) должны учитываться термодеформационные свойства составляющих оболочек /73/.
В связи с изложенным было разработано неразъемное соединение комбинированных бипластмассовых труб - клеевое соединение труб с гладкими концами (рис.4.2) с помощью соединительной муфты.
Технология соединения комбинированных бипластмассовых труб осуществляется в следующей последовательности.
Неразъемные соединения стеклопластиковых оболочек между собой и с фасонными изделиями должны быть клеемеханическими. Торцевая герметизация стыка при этом может осуществляться установкой контактного уплотни-тельного элемента или сваркой встык термопластичных герметизирующих оболочек. В последующем случае торцы стеклопластиковых оболочек могут смыкаться или иметь зазор, который должен быть заполнен стеклянным ровингом, пропитанным компаундом, или прокладками в виде полуколец.
Сварка внутренних полиэтиленовых тонкостенных оболочек не может осуществляться типовым сварочным оборудованием, т.к. при снятии сваренных труб с центратора сварочной установки тонкостенная оболочка может быть разрушена в результате изгиба. В связи с этим предлагаются конструкционные изменения типовой установки для сварки пластмассовых труб, на которой будет осуществляться сварка полиэтиленовых оболочек и монтаж клеевой муфты. Только после этого состыкованные трубы будут извлечены из установки (рис.4.3).
