Tubo flessibile in TPU per frattura e tubo flessibile per fratturazione: materiali, pressione e prestazioni sul campo

Il caso del TPU nelle applicazioni di fratturazione dei tubi flessibili

La fratturazione idraulica impone condizioni che eliminano la maggior parte dei materiali per tubi di uso generale nel giro di cicli di lavoro. Il liquame carico di materiale di supporto che si muove ad alta velocità attraverso il foro di un tubo erode rapidamente i rivestimenti in gomma; gli impulsi di pressione generati dagli strati di rinforzo della fatica del ciclo della pompa triplex che non sono stati progettati per il carico di impulso; e il cocktail chimico di riduttori di attrito, biocidi, inibitori di incrostazione e stadi acidi degrada i materiali privi di un'ampia resistenza chimica. Il TPU sopravvive a questa combinazione di stress meglio di qualsiasi polimero alternativo attualmente utilizzato nei giacimenti petroliferi.

Il vantaggio inizia a livello molecolare. La struttura a blocchi segmentati del poliuretano termoplastico, che alterna domini duri e morbidi, offre una combinazione di proprietà che nessun elastomero monofase può eguagliare: resistenza all'abrasione paragonabile ai tecnopolimeri, recupero elastico paragonabile alla gomma e resistenza chimica che si estende agli idrocarburi alifatici, agli acidi diluiti e all'acqua prodotta ad alta salinità. Nei test di usura controllati, I rivestimenti interni in TPU hanno prestazioni migliori della gomma nitrilica di un fattore da 4 a 6 in condizioni di impasto abrasivo equivalente. In un pompaggio di materiale ceramico di completamento ad alta velocità a concentrazioni superiori a 400 kg/m³, tale differenza si traduce direttamente nel numero di fasi in cui un gruppo di tubi sopravvive prima che sia necessaria la sostituzione del rivestimento.

Il TPU funziona anche dove la gomma cede a temperature estreme. Le operazioni invernali dei giacimenti petroliferi nel bacino del Permiano, a Montney o in Siberia espongono le attrezzature di superficie a temperature minime notturne inferiori a -30°C. I tubi standard in nitrile ed EPDM si irrigidiscono notevolmente a queste temperature, aumentando il rischio di danni da piegatura durante l'implementazione. I composti TPU adeguatamente formulati mantengono la flessibilità utile fino a -40°C , che conta praticamente quando un equipaggio sta trattando ferro e tubi prima dell'alba in condizioni sotto zero.

Come Rottura del tubo flessibile in TPU È costruito: strato dopo strato

Un tubo per fratturazione è una struttura composita e le sue prestazioni sono buone quanto lo strato più debole dell'insieme. Comprendere il contributo di ogni strato chiarisce perché i tubi in TPU di qualità petrolifera comportano un significativo sovrapprezzo rispetto ai tubi industriali standard e perché tale sovrapprezzo è giustificato in servizio.

Rivestimento interno

Il rivestimento è la prima superficie con cui il liquame entra in contatto e la superficie di usura primaria durante il servizio di sostegno. I rivestimenti in TPU per giacimenti petroliferi sono composti con una durezza di 90-95 Shore A, significativamente più dura della gamma 80-85 Shore A tipica dei tubi in TPU lay-flat o industriali generici, perché la durezza è direttamente correlata alla resistenza all'abrasione nell'erosione dei liquami. Il compromesso è una modesta riduzione della flessibilità alle basse temperature, motivo per cui le specifiche dei tubi per la fratturazione in climi freddi a volte richiedono un composto del rivestimento più morbido con una durezza più vicina a 85 Shore A, accettando una durata del rivestimento leggermente più breve in cambio di una manipolazione sicura a freddo estremo.

Il TPU a base di polietere è generalmente preferito rispetto a quello a base di poliestere nelle applicazioni di rivestimento dei giacimenti petroliferi. Il TPU in poliestere è suscettibile alla degradazione idrolitica in caso di contatto prolungato con l'acqua: una responsabilità significativa nel trasferimento dell'acqua prodotta o in qualsiasi servizio in cui il tubo si trova pieno di fluido tra un lavoro e l'altro. Il polietere TPU mantiene la sua resistenza alla trazione e le proprietà di allungamento attraverso l'immersione prolungata in acqua , che è fondamentale per un tubo che può essere lasciato carico durante la notte tra le fasi di fratturazione.

Pacchetto di rinforzo

Il rinforzo determina la capacità di pressione e la durata a fatica. I tubi flessibili per frattura utilizzano tipicamente una treccia in poliestere o aramide ad alta tenacità. L'angolo della treccia è progettato per ottimizzare l'equilibrio tra resistenza alla pressione e stabilità assiale —Un tubo che si allunga o si contrae eccessivamente sotto pressione crea un carico imprevedibile sulle connessioni dei raccordi e può allentare i raccordi in condizioni reali.

Copertura esterna

In un sito di fratturazione, i tubi vengono trascinati su blocchi di ghiaia, investiti da attrezzature pesanti e arrotolati e srotolati ripetutamente in condizioni abrasive. Una copertura esterna in TPU resiste a questo abuso meccanico in modo più efficace rispetto alle alternative in gomma e, a differenza della gomma, non si rompe né verifica la superficie se esposta all'ozono, ai raggi UV o agli spruzzi di idrocarburi che sono di routine in qualsiasi luogo di produzione. La copertura esterna fornisce anche la prima linea di difesa contro i danni ai rinforzi; un tubo con esposizione visibile del rinforzo deve essere considerato compromesso indipendentemente dalle condizioni rimanenti del rivestimento.

Raccordi terminali e gruppi di accoppiamento

L'interfaccia accoppiamento-tubo è statisticamente il punto di inizio guasto più comune nei tubi assemblati per fratturazione. La geometria della ghiera pressata deve essere adattata esattamente al diametro esterno del tubo e alla struttura della parete; una ghiera sottodimensionata o sovradimensionata crea concentrazioni di stress che propagano le cricche sotto carico impulsivo. L'API 7K richiede che le connessioni terminali siano testate a una pressione di esercizio pari a 1,5 volte come parte della qualificazione dell'assemblaggio e ogni assieme dovrebbe portare un certificato di test serializzato riconducibile a quello specifico evento di test di prova.

Esposizione chimica nel servizio Frac: a cosa resiste il TPU e dove sono i suoi limiti

Nessun singolo polimero è universalmente compatibile con tutti i fluidi utilizzati nelle operazioni nei giacimenti petroliferi e il TPU non fa eccezione. Comprendere i limiti della resistenza chimica del TPU è importante quanto conoscerne i punti di forza.

Il TPU gestisce la maggior parte dei processi chimici dei fluidi di frattura senza un degrado significativo:

• Fluido base Slickwater: L'acqua dolce e l'acqua prodotta nelle gamme TDS tipiche causano un degrado trascurabile del TPU nel corso di un servizio prolungato.
• Riduttori di attrito (poliacrilammide): Nessun attacco significativo al TPU alle concentrazioni di utilizzo sul campo.
• Idrocarburi alifatici: Diesel, petrolio greggio e condensa leggera producono un rigonfiamento minimo nel TPU di grado petrolifero adeguatamente formulato, in genere una variazione di volume inferiore al 5% dopo un'immersione di 72 ore.
• HCl diluito (fino a ~15%): Il TPU in polietere mostra una resistenza accettabile a temperatura ambiente; la durata è più breve rispetto al servizio idrico ma adeguata per i lavori standard di stimolazione dell'acido.
• Biocidi, inibitori di incrostazione, inibitori di corrosione: Alle concentrazioni tipiche del trattamento sul campo, questi additivi non causano una degradazione significativa del TPU.

Vale la pena conoscere le situazioni in cui la TPU raggiunge i suoi limiti prima di scoprirle sul campo:

• Idrocarburi aromatici: Il toluene e lo xilene causano un significativo rigonfiamento del TPU. I tubi flessibili trasferiti al servizio del condensato o del greggio ricco di sostanze aromatiche devono essere qualificati come materiale per tali fluidi specifici prima dell'implementazione.
• Acido concentrato: L'HCl superiore al 15–20% o l'HF in qualsiasi concentrazione attaccano progressivamente il TPU. I lavori di fratturazione acida a concentrazioni più elevate richiedono dati confermati sulla compatibilità del materiale del rivestimento da parte del produttore.
• Temperatura del fluido elevata: La resistenza chimica del TPU diminuisce a temperature elevate. Un rivestimento che funziona in modo accettabile in un servizio acido a 20°C può degradarsi più rapidamente se la temperatura del fluido sul tubo supera i 60°C a causa del calore della pompa o dei ritorni del pozzo.

Ispezione sul campo e ritiro: gestione del tubo per fratturazione in servizio

La rottura di un tubo flessibile alla pressione di esercizio è un evento ad alta energia. L'energia immagazzinata in un tubo pressurizzato a 100 bar e con un diametro di 4 pollici è notevole; il guasto di un accoppiamento o lo scoppio del rivestimento può causare gravi lesioni al personale nelle vicinanze e un rilascio incontrollato di fluido sulla ventosa. L’ispezione strutturata non rappresenta un sovraccarico amministrativo: è il meccanismo principale per individuare il degrado prima che diventi un evento di sicurezza.

Controlli pre-lavoro

Prima di ogni lavoro, percorrere l'intera lunghezza del tubo e ispezionare eventuali tagli o abrasioni della copertura esterna abbastanza profondi da esporre il rinforzo, rigonfiamenti localizzati che indicano separazione del rivestimento o danni al rinforzo, attorcigliamenti o piegature che non si allentano quando il tubo viene steso dritto e qualsiasi accoppiamento che mostri movimento, corrosione nell'interfaccia ghiera-tubo o danni alla filettatura. Qualsiasi tubo con rinforzo esposto viene ritirato immediatamente, senza eccezioni. Un rigonfiamento in qualsiasi parte del corpo è un segno di cedimento strutturale interno e garantisce la stessa risposta.

Test della pressione post-lavoro

Dopo le fasi ad alta velocità o ad alta concentrazione del materiale di supporto, eseguire un test idrostatico a 1,5 volte la pressione di esercizio con acqua prima che il tubo ritorni in servizio. Ciò rileva i danni al rivestimento che non sono visibili esternamente e la perdita di integrità dell'accoppiamento prima che si manifesti in condizioni operative sul campo. Registrare i risultati dei test confrontandoli con il numero di serie del tubo.

Monitoraggio dell'usura del rivestimento

Nel servizio prolungato con liquame, lo spessore della parete interna del rivestimento diminuisce progressivamente ad ogni lavoro. L'ispezione periodica di taglio e misurazione, ovvero il taglio di una breve sezione da un tubo a intervalli pianificati e la misurazione dello spessore rimanente del rivestimento, consente agli operatori di creare un modello di tasso di usura per il tipo di supporto specifico, la velocità della pompa e il profilo di lavoro. Una volta che lo spessore del rivestimento raggiunge il 50% dell'originale, il tubo deve essere ritirato dal servizio del supporto anche se non sono visibili danni esterni, poiché lo spessore residuo della parete non fornisce più un margine di sicurezza adeguato contro lo scoppio.

Pensionamento a tempo e a ciclo

L’ispezione fisica rileva danni visibili, ma non tutti i meccanismi di degrado sono visibili esternamente. All'interno si sviluppano la propagazione delle crepe da fatica negli strati di rinforzo, l'infragilimento UV della copertura esterna e la deformazione progressiva della compressione della guarnizione di accoppiamento. L'API 7K e la maggior parte dei principali programmi di gestione dei tubi flessibili dell'operatore specificano i limiti massimi di durata di servizio: tipicamente da 5 a 10 anni dalla data di produzione e un numero massimo definito di cicli di pressione – come protezione contro le modalità di guasto che l’ispezione da sola non è in grado di rilevare. I tubi che raggiungono questi limiti vengono ritirati indipendentemente dalla loro condizione visiva.