Google

Нефтедобыча и композиты

при перепечатке, копировании данной статьи или ее фрагментов открытая ссылка на сайт обязательна!

Композиты и их применение в морской добывающей нефтяной промышленности

Нефтяная промышленность движется вперед и появляется много интересных проектов, которые увеличат потребность в композитах.

Сара Блэк (Sara Black), Технический редактор

Перевод и редакция: Третьяков Павел Андреевич

По-крайней мере в ближайшем будущем нефть и газ продолжат быть самыми важными мировыми источниками энергии. В то время как их резервы, легко добываемые на земле и в мелководных прибрежных водах, продолжают сокращаться, глубоководные разведывательные работы и добыча растут и, вместе с этим, растет потребность в достаточно легких материалах, способных выдержать невероятно жесткие внешние условия воздействия морской воды.

 

Возможностей использования высокоэффективных композитов в изобилии, особенно пока высоки цены на нефть и глубоководные запасы становятся более важными. Источник: Conoco


На прошедшей недавно Четвертой Международной Конференции по Композитным Материалам и Структурам для Глубоководных Операций (Fourth International Conference on Composite Materials and Structures for Offshore Operations (CMOO-4)), спонсором которой являлся Университет Хьюстонского Центра Композитной Техники и Приложений (University of Houston's Composites Engineering and Applications Center (CEAC)), эксперты по прибрежным работам были осторожно опрошены о будущем использования композитов в прибрежных работах и обрисовали несколько новых приложений, находящихся в процессе и в планах на будущее. Во время вступительного слова, заместитель канцлера Университета Хьюстона Р. Артур Вайлас (R. Arthur Vailas) обратил внимание на то, что новые материалы, в том числе композиты, практически незаменимы в глубоководной среде, одной из наиболее близких с космическому пространству. Доктор Говард Хванг (Dr. Howard Hwang) из Shell Exploration and Production, описал некоторые из этих проблем, среди которых высокое гидростатическое давление, низкие температуры, вихревые вибрации, конструкции платформы, которые находятся на пределе по отношению к грузоподъемности, и рассеянные месторождения, содержащие малые количества нефти и газа, которые делают бурение и добычу нефти невероятно трудными. «Композиты могут снизить вес и размер структур платформы и, следовательно, затраты на инфраструктуру», - объясняет Говард Хванг.

 

Композиты установили некоторые основы для прибрежных приложений, где их свойства придают конструкциям специфические характеристики, особенно в комбинации с другими материалами. Составные шланги, фалы, намоточная труба, палубная труба, ограждение, «умные» системы мониторинга и новые концепции для транспорта натурального газа являются лишь малой частью из успешных применений композитов. Сторонники композитных материалов в крупных нефтяных компаниях говорят что, хотя это может занять некоторое время, несколько последних неудач в областях подъемников и сборочной трубы могут быть быстро преодолены.

Композит в основе составных шлангов и фалов

Хотя сотрудничество компаний ConocoPhillips (Хьюстон, Техас) и Aker Kvaerner (Осло, Норвегия) — группы, которая разработала CompRiser и CompTether в 90-х годах — было прекращено, Aker Kvaerner Subsea AS продолжило работу над применением композитов. Сейчас компания выводит на рынок новую концепцию составных шлангов, являющейся прямым развитием технологии CompTether: динамический составной шланг на основе углепластиковых стержней. Руководитель отдела Турид Сторхауг (Turid Storhaug), вместе с отделом Глубоководных Композитов в компании Aker Kvaerner Subsea, докладывают, что составные шланги, сертифицированные Det Norsk Veritas (DMV, Oslo, Norway), в настоящее время собираются на фабрике компании Aker в Mobile, Ala., и будут установлены этим летом на воде глубиной 3000 метров на платформах Kerr-McGee's Merganser и Independence Hub MC-920 в заливе Мехико.

Составные шланги для добычи являются необходимым звеном подводной системы, при помощи которой основная добывающая платформа подсоединяется к скважинам, разбросанным на больших расстояниях на дне моря. Обычно длиной более мили и диаметром от 140 до 175 мм, составные шланги являются весьма большими шлангами или трубопроводами, содержащими набор более мелких гидравлических шлангов высокого давления вместе с электрическими и оптическими кабелями, предназначенными для подсоединения к устьям подводных скважин для удаленного управления вентилями. Ранние модели были простыми термопластичными трубками, связанными воедино, но с увеличением глубины вод, Aker Kvaerner Subsea стала использовать конструкцию, где шланги и кабели помещены в свободно плавающий трубе из нержавеющей стали внутри пластиковых профилей, и вся конструкция покрыта экструдированным термопластичным кожухом. Эта конструкция лучше выдерживает растягивающие напряжения, вызванные протяженными свободновисящими конструкциями. Но на глубинах более 2150 метров, сталь удлиняется под действием сверхвысоких растягивающих напряжений, превышая предел прочности электрических кабелей, которые могут замкнуть соединения оборудования устья скважины. «Большие растягивающие нагрузки, возникающие при данном типе динамической эксплуатации, требуют дальнейшего осевого армирования», - говорит Сторхауг. «Мы обнаружили, что среда работы Merganser/MC-920 превосходит пределы нашей запатентованной продукции из стальных труб».

Увеличение толщины внутренних стальных труб в кластере составного шланга, или добавление большего количества стали, должно увеличить вес составного шланга до недопустимых величин. Вместо этого компания увеличила осевую прочность при помощи композитных стержней из угольного волокна (углепластик), имеющих сравнимую со сталью прочность, но на 80% легче.

Стержни из углепластика производятся по технологии пултрузии компанией Vello Nordic AS (Skodje, Norway), использующей угольное волокно Panex 35 48K компании Zoltek Corp.'s (St. Louis, Mo.), и винилэфирную смолу. Стержни углепластика диаметром 6.5 мм и длиной 3050 метра, имеют модуль упругости 150 ГПа и предел прочности 1,730 МПа. Для платформы Merganser/MC-920 потребовалось 384 стержня (около 60 тонн волокон) для армирования четырех составных шлангов. На фабрике Vello Nordic AS углепластиковые стержни наматываются на катушки диаметром 1, 8 метра – именно такой размер позволяет легко модифицировать производственную линию без превышения предела деформации и разрушения углепластика.

Составной шланг, содержащий стержни из углепластика, на производстве в Mobile, Ala., для глубоководной платформы залива Мехико. Источник: Aker Kvaerner Subsea

 

Как показано на рисунке 3, стержни размещены вдоль наружного диаметра изнутри составного шланга, удерживаемые на месте выемками, сделанными в экструдированных внутренних пластиковых профилях, которые облицовывают многочисленные стальные трубчатые каналы. Стержни внедряются в составной шланг в процессе производства, как и другие элементы, соблюдая тот же винтообразный угол укладки, объясняет Сторхауг. «Эта элегантная, рентабельная конструкция позволяет избежать использования блоков плавучести, которые существенно усложняют установку и значительно увеличивают затраты на проект».

Сторхауг говорит, что существует большой энтузиазм касательно использования композитов в морской добыче нефти и газа, как среди покупателей, так и в ее собственной компании. «Мы получаем множество телефонных звонков от внутренних отделов, которые хотят знать больше. Проект составного шланга бы чрезвычайно важен для использования углепластика в глубоководных конструкционных элементах – мы думаем, что это начало чего-то масштабного», - заключила Сторхауг.

Другое приложение для тонких стержней из углепластика, полученных по технологии пултрузии, описано оффшорным проектным интегратором Deepsea Engineering & Management (Epsom, Surrey, U.K.). Дэн Джэксон (Dan Jackson), коммерческий директор Deepsea, говорит что его компания проводит исследования швартов из углепластика, как замену полиэфирным швартовым, анкерующим мобильные добывающие агрегаты (МДА), являющиеся по сути судами или полупогруженными конструкциями, которые занимаются бурением скважин. Необходимо большое количество фалов для того, чтобы поддерживать МДА в определенном положении, или центровать прямо над буровой скважиной, обычно глубиной в несколько тысяч футов.

 

В сечении составного шланга компании Aker Kvaerner Subsea видны пластиковые профили и упрочняющие стержни из углепластика, которые увеличивают прочность на растяжение. Источник: Aker Kvaerner Subsea

 

Джексон говорит, что фалы из углепластика будут работать гораздо лучше, чем полиэфирные, потому как они намного прочнее при половинном диаметре. Фалы, по сути, являются канатами из углеродных волокон, полученные по методу пултрузии. Их производителем является Oceaneering Multiflex & Marine Production System (Houston, Texas), поставщик составных шлангов. Прутья из углепластика толщиной 6 мм связаны вместе, затем множество связок стягивается вместе для образования спиралевидного каната. Канат заключен в защитный кожух из стали. Полный диаметр намотки составляет 3 метра.

Фалы длиной 500 метров, производимые для Petrobras, будут доступны для полноценных полевых испытаний в конце 2006 года, говорит Джексон, добавляя: «Petrobras до настоящего времени доволен предварительными результатами теста».

«Умные» композиты – часть систем наблюдения

Одна область, где композиты нашли свою нишу применения - это системы наблюдения, где композиты соединены с другими материалами и сенсорами. Примером может служить композитный «формочувствительный мат», разработанный компанией Insensys Ltd. (Hamble, Southhampton, U.K.) для использования с металлической подъемной системой. Гибкий мат, который включает в себя оптоволоконный кабель, покрывает металлический подъемник, и позволяет операторам наблюдать за чрезмерным изгибанием и усталостной стойкостью во время установки подъемника.

«Идея состоит в том, чтобы соединить оптоволоконный кабель с структурой, которая может быть смонтирована где угодно на трубе любого типа. Это несущий мат, сделанный для передачи данных о механической нагрузке», - говорит Дамон Робертс (Damon Roberts), основатель и вице президент Insensys. Мат компании Insensys был установлен на самой нижней точке водоотделяющей колонны на Enterprise Endeavor, динамически позиционированного бурового судна, пришвартованного в заливе Mexico's Thunder Horse field, во время июля 2004 года. Мат длиной 5.5 метров, был прикреплен к сочленению колонны скобами, и растянут приблизительно на 180°, или около половины окружности трубы. Робертс говорит, что мат успешно передал данные на поверхность во время многочисленных плаваний к буровой платформе и обратно во время размещения водоотделяющей колонны (т.е. в период опускания подъемника сквозь водную колонну, секция за секцией, и во время подъема обратно), на глубине более 1800 метров.

Композитный несущий мат с встроенными сенсорами используется для контроля деформаций на изгиб в металлической подъемной системе. Источник: Insensys

 

Переданные данные состояли из прямых измерений нагрузки, полученных с помощью решетки Брэгга из тензодатчиков. Маленькие тензодатчики, около 5 мм в длину и 0.25 мм в диаметре, располагаются в разных местах вдоль оптоволоконных кабелей. Когда импульсы света проходят сквозь кабели, и таким образом через решетки, любой изгиб трубы приводит к изменениям в длине волны света, переданного или отраженного оптоволокном, в линейной зависимости от изгиба трубы. Робертс объясняет, что путем установки сенсоров по окружности подъемной трубы, в различных положениях «по часам», становится возможным контролировать изгиб и напряжение трубы в реальном времени: «Дифференциал напряжения показывает величину изгиба и отсюда напряжение в водоотделяющей колонне». Контроль длины волны света в реальном времени совершается при помощи оптоэлектронного «опросного блока», также являющегося частью чувствительного мата.

Преимущество использования композитов для этого приложения состоит в том, что оптоволоконные кабели и сенсоры могут быть легко внедрены в ламинат, для формирования гибкой и прочной чувствительной «сетки» в нужной конфигурации. Для проекта Enterprise Endeavor, мат был создан путем укладки многочисленных слоев биаксильной стеклоткани из Е-стекла в матрицу из эпоксидной смолы, используя технологию инжекции с вакуумным усилением в открытой, криволинейной композитной матрице. Оптоволоконные кабели с решеткой Брэгга из сенсоров располагались в трех положениях по длине мата, и в середине по толщине ламината. Робертс говорит, что биаксиальная архитектура мата делает мат гибким по длине, позволяя ему адаптироваться к форме трубы, в тоже время оставляя достаточную прочность в поперечном направлении при обмотке трубы, для удержания кабелей и сенсоров на месте в необходимом положении. В верхней кромке мата кабели собираются вместе и своеобразную «выходную структуру», изолированную для стойкости к воздействию воды и давления.

Робертс говорит, что концепция имеет потрясающую гибкость для большого количества различных структур: «Мы могли сделать много узлов на одной длинной водоотделяющей колонне, или очень длинный мат, покрывающий несколько сочленений трубы». Матам нет необходимости быть в прямом контакте с трубой, но они могут быть установлены над глубоководными изолированными соединениями, поскольку эти соединения повторяют основную форму трубы. Они даже могут быть удаленно установлены на трубопроводы, при помощи подводного радиоуправляемого аппарата.

Робертс говорит, что в то время как композит, вероятно, абсорбирует от 1 до 2% воды (по весу), деградация структурных характеристик (если и произойдет) не является проблемой: «Применение не является структурным – должна всего лишь поддерживаться достаточная прочность, чтобы удержать сенсоры на месте».

Компания Робертса не одинока в представлении «умных» композитов для морской нефтедобычи. Компания SMARTEC SA (Manno, Switzerland) использует явление рассеяния Мандельштама - Бриллюэна – когда преломленный свет слегка меняет путь из-за изменений в плотности, которые могут быть вызваны температурными градиентами, создаваемыми в продукции SMARTEC – сенсорах SMARTape и SMARTProfile. Сенсоры могут быть внедрены в стенки обмоточных труб и трубопроводов. Компания является партнером Smart Pipe Co. LP (Houston, Texas). Последняя разрабатывает трубопроводы с самоконтролем которые используют изменения в градиенте температуры для обнаружения течей. Одно из приложений – это система прочистки, которая работает как лайнер для восстановления уже существующих нефтепроводов – специальный механизм, который буквально складывает гибкий трубчатый лайнер в С-образную форму для легкой установки, говорит Стив Ката из Smart Pipe. Другим партнером является Airborne Composites (Leidschendam, The Netherlands), который продает PDT-Coil, «интеллектуальную» спиральную трубку для скважин, в комплекте с источником питания и возможностью передачи данных, применяемую при бурении или капитальном ремонтом.

Намоточная труба из композита

Концепция намоточной композитной трубы существует с 1960 года. Conoco была первой нефтяной компанией, представившей коммерчески жизнеспособный продукт в середине 1980-х годов. Хотя они представляли его применение для капитального ремонта при высоком давлении и оффшорных использований, композитные намоточные трубы к настоящему времени находят наибольшее применение в прибрежных накопительных системах, говорит Майк Фичан, вице президент разработок в Fiberspar LinePipe LLC (Houston, Texas), благодаря их стойкости к коррозии и тому факту, что они могут иметь большую длину, что уменьшает количество соединений.

Намоточная композитная труба состоит из термопластичного лайнера, обернутого структурным ламинатом из стекла или углеволокна в эпоксидной матрице, который затем покрывается наружным не износостойким слоем из неармированного или армированного стеклом термопласта. В «связанных» намоточных трубах термопластичный лайнер связан прямо с структурным ламинатом, в то время как «несвязанная» труба имеет множество дискретных и не закрепленных структурных слоев (композит и/или металл) над лайнером, которые могут сдвигаться по отношению друг к другу, позволяя выдерживать высочайшие намоточные напряжения и, как правило, высочайшие давления.

Fiberspar производит свою связанную трубу сперва экструдируя термопласт (обычно полиэтилен высокой плотности или полиэтилен с поперечными связями) соответствующего размера, типичными являются 62 мм и 112 мм в диаметре. Лайнер действует как движущийся сердечник для продукции, проходящий через систему намоточных устройств, которые наматывают на него смоченное стекловолокно или углеволокно в спиральном направлении. Типичная скорость производства 3 метра или более в минуту. Патентованная архитектура волокон, углы намотки и толщина стенки структурного ламината были специально оптимизированы чтобы выдерживать высокие намоточные напряжения и нагрузки давлением, говорит Фичан.

Более 1.8 миллиона метров намоточной трубы было установлено в прибрежной зоне в Северной Америке за последние 5 лет, в таких приложениях, как накопительные линии устья скважины, поточные линии и инжекционные линии. Композитные продукты в первую очередь заменяют сталь благодаря скорости и легкости установки – более 1 мили трубы может быть намотано на одну катушку. «Испытания являются единственным критерием, показывающим пригодность и выгоду использования», говорит Фичан, обращая внимание на то, что Fiberspar как производит, так и устанавливает свои продукты, используя соответствующее оборудование, совместимое с композитом. Он полагает, что более 1.2 миллиона метров добавочной намоточной трубы будет установлено в этом году и говорит, что компании утроила выпуск, чтобы удовлетворить спрос. Одна все возрастающее использование также включает в себя протягивание намоточной трубы через протекающие стальные трубопроводы, в качестве меры восстановления, создавая герметичный и стойкий к коррозии лайнер.

Композитное соединение водоотделяющей трубы с титановым лайнером прошло успешные испытания в Северном Море в 2001 году. Источник: Conoco

 

Возможности для оффшорных применений намоточных труб нарастают медленно. Компания Statoil (Stavanger, Norway) попробовала реализовать проект по композитным намоточным трубам несколько лет назад с переменными результатами. Бьерн Мелве (Bjorn Melve) из компании Statoil говорит, что компания классифицировала оффшорную намоточную трубу для эксплуатации гликоля при давлении 380 бар на глубине 300 метров, в Северном Море. В настоящее время уже несуществующая компания NAT Compipe AS (Tau, Norway) сделала непрерывную трубу длиной 6.5 км в конце 1990-х годов. Укладка трубы была осложнена из-за ее плавучести и использования оборудования и методов укладки, применяемых для стальных труб, говорит Мелве. Но самой большой проблемой было чрезмерное удлинение трубы под действием давления. «Внутреннее давление вызвало 0.41% напряжения», - говорит Мелве, - «Итоговый прогиб сделал так, что в некоторых областях труба полностью поднялась на поверхность моря из траншеи на морском дне». К сожалению, трубопровод был заброшен из-за сомнений относительно его характеристик. Но, говорит Мелве, соответствующий дизайн с правильными углами намотки и толщиной стенки может дать удлинение равное удлинению стальной трубы такого же размера для любого типа давлений.

Множество потенциальных применений, которые поглотят композиты

Не только трубопроводы рассматриваются в качестве транспорта нефтепродуктов. У компании Trans Ocean Gas Inc. (St. Johns, Newfoundland, Canada) есть новая концепция – транспортировка сжатого натурального газа на корабле в больших композитных резервуарах под давлением. Объединенный проект стоимостью 1.5 миллиона долларов, в который вовлечены компании Trans Ocean Gas, Composites Atlantic Ltd. (Lunenberg, Nova Scotia, Canada), сертификационное общество Det Norske Veritas и несколько других участников, сейчас проходит проверку технологии для сертификации. «Около половины обнаруженного во всем мире натурального газа располагается на отмели или за пределами экономических границ трубопроводов, и большинство находится в прибрежной полосе», - говорит президент Стивен Кэмбелл (Steven Campbell), компания Trans Ocean Gas. «Транспорт сжиженного природного газа на корабле позволит экономично собрать прибрежный газ и доставить его на рынок».

Производство связанной намоточной трубы включает в себя орбитальную намотку волокна. Источник: Fiberspar

 

В то время как компания хранит молчание относительно специфики процесса и материалов производства, концепция включает в себя намотку больших цилиндрических резервуаров высокого давления из армированного стеклопластика длиной 12 метров, с термопластичными лайнерами и фитингами из нержавеющей стали на обоих концах. Они будут установлены прямо в модульные захваты «кассетного» типа из 16-25 резервуаров, и подсоединены к верхнему и нижнему трубопроводным коллекторам для легкости заполнения и опустошения. Кассеты будут постоянно закреплены, и будут транспортироваться в контейнерах, говорит Кэмбелл. Давление будет в переделах 10-25 МПа, а температура будет поддерживаться настолько низкой насколько это возможно, для того чтобы максимизировать количество газа, который можно перевести. Прототипы бутылей производятся компанией Composites Atlantic и будут протестированы как часть JIP.

«Композиты предпочтительнее чем сталь», - замечает Кэмбелл, - «благодаря более легкому весу, стойкости к коррозии (благодаря термопластичному лайнеру), стойкости к криогенным температурам, разломам и разрывам. Стоимость также конкурентоспособна по сравнению со сталью, при данных размерах бутыли и относительно высоких ценах на сталь».

Андреас Эчтермейер (Andreas Echtermeyer) из Det Norske Veritas говорит, что его организация разработала критерий пригодности для больших композитных резервуаров, также как и необходимые тестовые требования. Испытания резервуаров назначены на апрель этого года, а полная сертификация ожидается в октябре. «Наш охлаждаемый модальный контейнер выдержит более 500000 кубических футов при -5°C», - заключает Кэмбелл, добавляя, - «40-ка футовые композитные изотермические контейнеры будут доступны для найма в конце этого года».

В то время как некоторые презентующие на CMOO-4 обсуждали проекты композитных подъемников в работе, их оптимизм был несколько омрачен промышленной неспособностью получить множество композитных соединений для подъемников, установленных на платформе Magnolia компании ConocoPhillips в заливе Мехико. Проект CompRiser, созданный и предводимый Conoco и Kvaerner в 1997 году, показал успешность испытаний композитных подъемников с титановыми лайнерами на платформе Statoil's Heidrun в Северном Море. Конструкция нового поколения использует сталь вместо титана в качестве материала лайнера. Конструкция подъемника с стальным лайнером была признана пригодной для платформы Magnolia, но монтажные стыки не прошли заводские испытания давлением конце 2004 года. Причина неудачи проявилась в сварных швах в стальном лайнере, в которых появились протечки, говорит Марк Левекью, главный инженер ConocoPhillips. Для проекта Magnolia уже слишком поздно ставить какие-либо подъемники в настоящее время», - констатирует Левекью. «Проблема была обнаружена в самый последний момент, и не было времени на продолжение – это очень болезненно, учитывая потраченное количество денег». ConocoPhillips прервала проект CompRiser и более не является частью JIP, но Левекью говорит, что другие участники JIP возможно будут продолжать. Shell Oil занимается проектом подъемника с стальным лайнером, вместе с Lincoln Composites (Lincoln, Neb.). Несколько европейских групп, включая Институт Francais du Petrole (Ruell-Malmaison Cedex, France), Vetco Gray (Stavanger, Norway) и Umoe Mandal (Mandal, Norway), также разрабатывают концепции подъемников.

Другие проекты, на которые стоит обратить внимание, включают в себя новую гибкую стеклопластиковую трубу, производимую компанией Deepflex (Houston, Texas), которая является аналогом не связанной намоточной трубы армированной сталью, но имеет полностью композитную конструкцию. Она делается с однонаправленными полосами из предварительно отвержденного ламината для удерживания давления. Deepsea также исследует подводный плавучий элемент. Пустотелый, толстостенный, цилиндрический сосуд делается из сэндвич-конструкции на основе углеволокна и эпоксидной смолы, чтобы выдерживать высокие компрессионные нагрузки, вызванные глубоководной средой. Элемент мог бы использоваться для подводного отделения, для того чтобы разместить электронику или оборудование на морском дне или для плавучести подъемника.

«Глубоководные разработки могут быть прибыльными», - подводит итог Хванг из компании Shell. «Работая вместе с промышленными группами и подрядчиками, мы можем разработать наилучшие системные решения». Эти решения без сомнения продолжат включать в себя высокоэффективные композитные материалы.

 

Статья из журнала «Composites Technology», март 2006 года.  

Информация на сайте не является публичной офертой

Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru