В статье проведено обзорно-аналитическое сравнение актуальных методов и конструкций герметизации магистральных нефтепроводов при проведении ремонтных в сложных условиях. Дана оценка перспективам развития существующих методов в рамках рассматриваемой проблематики.
Ключевые слова: магистральный нефтепровод, ремонт линейной части, герметизация, временный и постоянный ремонт, сложные условия.
The article provides an overview and analytical comparison of current methods and designs for sealing the cavity of oil trunk pipelines during repairs in difficult conditions. The prospects for the development of existing methods within the framework of the problem under consideration are evaluated.
Keywords: oil trunk pipeline, linear part repair, sealing, temporary and permanent repairs, difficult conditions.
Специфика эксплуатации трубопроводных систем в сложных условиях во многом обусловлена трудностью ремонта нефтепроводов в районах многолетнемерзлых грунтов с последующим сохранением их температурного режима, на подводных переходах или ликвидации аварий глубоководных нефтепроводов. Как известно, магистральные нефтепроводы относятся к опасным производственным объектам. А потому, снижение их эксплуатационной надежности в результате коррозионной активности грунтов или цикличных напряжений в стенке нефтепровода из-за постоянного изменения гидравлических характеристик перекачиваемой среды, способно привести в техногенной катастрофе. Вопрос герметизации нефтепровода при проведении ремонтных работ с использованием современных технологий играет ключевую роль не только в рамках стабилизации экзогенных геологических процессов, но и обеспечения безопасности для персонала в целом.
За прошедшие несколько десятилетий, в нашей стране, исследования в области повышения эффективности герметизации магистрального нефтепровода при проведении ремонтных работ, не претерпели каких-либо радикальных изменений. Говоря по существу, можно отметить, что все они так или иначе направлены на усовершенствование уже разработанных технологий и конструкций. По большому счету, только зарубежные исследования имеют тенденции разработки совершенно новых технологий в рамках существующей проблематики.
После анализа научных публикаций и отчетов патентного бюро, отечественных и зарубежных исследователей, авторы статьи обобщенно разделили все существующие методы и технологии по их технологическим признакам и типам применяемого оборудования, на две группы:
− Методы герметизации магистрального нефтепровода при временном ремонте поврежденного участка, в котором герметизация осуществляется снаружи трубы;
− Методы герметизации магистрального нефтепровода при постоянном ремонте поврежденного участка, в котором герметизация осуществляется изнутри трубы.
Согласно руководящему документу 153–39.4–067–04 «Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов» метод временного ремонта, следует трактовать как «метод ремонта, восстанавливающий несущую способность дефектного участка нефтепровода на ограниченный период времени». [1. п. 3.1 с. 9]. Таким образом, наиболее известными способами в качестве временной меры, которые в этом же ключе можно рассматривать как методы герметизации снаружи трубы, будут выступать — металлические хомуты, муфты, и прочие прижимные устройства. Пожалуй, среди множества разнообразных способов временной герметизации дефектных участков нефтепроводов, уделить внимание стоит технологии «холодной сварки» с применением композитных материалов, как наиболее перспективной в рамках рассматриваемой проблематики. Поскольку за прошедшие несколько десятилетий, ряд компаний успешно исследовал и испытал различные композитные материалы с определением эффективных технологий, то в результате были разработаны конструкции с гарантийным сроком эксплуатации в переделах 20 лет. [2].
В результате своих исследований, российский ученый и конструктор Брезгин А. Е. предложил полезную модель устройства герметизации нефтепровода при проведении ремонтных работ, которая включает в себя систему запорных устройств с возможностью перемещения их по нефтепроводу с последующим выводом через камеру приема-пуска (рис. 1.). Главное отличие предложенной модели от используемых в настоящее время герметизаторов («Кайман», ПЗУ) заключается в том, что применяется два запорных устройства с открытых торцов нефтепровода, которые соединены в систему посредством выносного клапана с подсоединением к компрессору. Такая конструкция позволяет провести надлежащую герметизацию опорожненного от нефти трубопровода при ремонте дефектного участка, и предотвращает попадание в зону ремонта опасных паров перекачиваемого продукта за счет удержания их статического давления герметизирующей оболочкой, заполненной инертным газом от компрессора.
Рис. 1. Устройство герметизации нефтепровода при проведении ремонтных работ: 1 — нефтепровод, 2 — участок нефтепровода, вырезанный для установки катушки, 3 — первое запорное устройство, 4 — второе запорное устройство, 5, 6 — муфтовый тройник, 7, 8 — откачивающий трубопровод, 9 — компрессор, 10, 11 — мановакуумметр, 12, 13 — отверстие для щупа
Как видно из Рисунка 1, запорные устройства представляют собой замкнутую цилиндрическую оболочку с плоскими днищами, которые приводятся компрессором в рабочее состояние. [3].
Группой ученных из «Центра морских исследований нефти газа» Китайского нефтяного университета была разработана многофункциональная машина для ремонта глубоководных нефтепроводов — «ROV» (рис. 2).
Рис. 2. Многофункциональная машина для ремонта глубоководных нефтепроводов ROV
Помимо прочего в комплект оборудования ROV входят:
− Машина для ремонта труб, которая удаляет обетонирование и старое антикоррозионное покрытие для упрощения последующей герметизации;
− Врезной станок, для пробивки глубоководного нефтепровода;
− Механический тройник, для отвода нефти в байпасную линию;
− Запорная арматура, для заделки зазора глубоководного нефтепровода.
В целом, чтобы не рассматривать в этой статье весь процесс ликвидации аварии на глубоководном нефтепроводе с использованием ROV, следует отметить, что вытеснение нефти из дефектного участка производится инертной смесью на основе азота, так как вытеснение воздухом и водой невозможно. А в процессе герметизации применяется запорная арматура, которая устанавливается на торцах трубы. Кроме того, рабочая глубина всех используемых элементов составляет не менее 3000 метров. [4].
На основании рассмотренных методов герметизации нефтепровода при ремонте в сложных условиях, можно сделать вывод, что до сих пор для большинства исследователей по всему миру это является первостепенной задачей, поскольку перспектива совершенствования существующих методов позволит значительно увеличить безопасность ремонта дефектных участков нефтепроводов.
Литература:
- Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов: РД 153–39.4–067–04: утв. Первым вице-президентом ОАО «АК «Транснефть» 10.03.2004: введ. в действие с 10.03.2004. — Москва: ОАО «ВНИИСТ», 2004. — 68 с. — Текст: непосредственный.
- Пат. 2076262 Российская Федерация, МПК F16L 55/162. Способ герметизации трубопровода: № 93033385/06: заявл. 28.06.1993: опубл. 27.03.1997 / Несын Г. В., Полякова Н. М., Сотникова Н. В.; патентообладатель Сологуб Анатолий Петрович. — Текст: непосредственный.
- Пат. 137080 Российская Федерация, МПК F16L 55/10. Устройство герметизации нефтепровода при проведении ремонтных работ: № 2013103417/06: заявл. 25.01.2013: опубл. 27.01.2014 / Брезгин А. Е.; патентообладатели Открытое акционерное общество «Транссибирские магистральные нефтепроводы» (ОАО «Транссибнефть») Открытое акционерное общество «Акционерная компания по транспорту нефти «Транснефть» (ОАО «АК «Транснефть»). — Текст: непосредственный.
- Chengong S. Investigate deepwater pipeline oil spill emergency repair methods / S. Chengong [et al.]. — Direct text // Aquatic Procedia. — 2015. — № 3. — P. 191–196.
