Фонд нефтепроводов в Российской Федерации неуклонно подвергается нарастающему старению, из-за чего ремонтные работы должны производиться чаще, быть регулярными и тщательными. До сегодняшнего дня сложившиеся методики ремонтных работ не удовлетворяют запросы сектора нефтетранспортирующих предприятий в связи с крайне неудовлетворительными уровнями эффективности и высокой затратностью ремонта. В настоящей статье один из методов повышения эффективности герметизации рассмотрим с учетом определенных инновационных изменений.
Ключевые слова: герметизация, ремонтные работы
The aging stock of oil pipelines determines the need to increase the frequency of repair work. However, most of the methods used are determined by high costs and low efficiency. The article presents a method for improving the efficiency of sealing during repair work.
Keywords : sealing, repair work
Введение
Российская Федерация является государством, по территории которого протянулись обширные трубопроводные сети. Нефтетранспортирующие магистрали также эксплуатируются отечественными предприятиями и за рубежом. На современном этапе трубопроводный транспорт является высокопроизводительным из-за возросшего сечения в поперечнике, нагнетании высокого уровня давления, возросших объемов перекачки нефти и нефтепродуктов. Параллельно конструкторы удлинили срок службы нефтепроводов, а новые технологии позволяют транспортировать нефть не только на суше, но и под водой, в разнообразных климатических зонах. Задача обеспечить нефтепроводу надежную и эффективную работу является первостепенной, а успешную реализацию обуславливают множество факторов. Основу стабильной работы трубопровода закладывают проектанты и строители, однако в ходе эксплуатации возрастает значимость ремонтных работ и регулярного технического обслуживания. Грамотно организуя ремонтные работы на нефтепроводах, удастся снизить затратность подобных мероприятий, сократить простои нефтепроводного транспорта, повысить экономический эффект от эксплуатации.
Описание метода повышения эффективности герметизации
В настоящее время удастся успешно и эффективно герметизировать трубопровод, если дополнить поток транспортируемой нефти особым полимером, способным закупоривать все сечение трубы в диаметре, быстро формируя в системе эластичный тампонаж.
Однако сложно обойтись только одним соединением, которое эффективно герметизирует нефтепроводный транспорт, из-за чего рекомендуется использовать в смеси такие материалы как изотактический, синдиотактический и атактический полиметилметакрилаты (соответственно ИПММ, СПММА или АПММА), применяя для растворения полярные жидкости (толуол, который может быть заменен или сочетаться с ацетоном или диметилформамидом).
Оптимальным является такое сочетание компонентов по массовой доле как:
− ИПММ — пропорция 1,5 -2,1;
− для СПММА или АПММА 2,9–3,6;
− растворитель — остальное.
Характеризуя формулу выдвинутого предложения, укажем, что герметизация трубопровода будет достигнута в итоге дополнения в перекачиваемые по нефтепроводу сырец или продукты переработки полимера как материала с закупоривающими свойствами. Инновацией является использование полимерных соединений в смеси: изотактического, синдиотактического или атактического полиметилметакрилатов, разведённых в растворителях с полярными свойствами, а также строго соблюдая заданное соотношение компонентов по массе [3]: ИПММА 1,5–2,1, для СПММА и АПММА в пределах 2,9–3,6, тогда как прочий объем наполняется за счёт растворителя, в качестве которого рекомендуется применять именно толуол, и/или диметилформамид, и/или ацетон.
Данное решение создаст предпосылки для технологического совершенствования процесса передачи нефти по трубопроводному транспорту и продуктов её переработки, что актуально на стадии как аварийно-ремонтных, так и профилактических работ.
На сегодняшний день нефтетранспортные предприятия ориентируются на то, что необходимо применять технологии, где временно перекрываться сечение трубопроводной магистрали, чтобы выполнить из-за аварии или производственного прецедента ремонтно-восстановительные работы, но не опорожнять систему. Требование связано с тем, что вопрос опорожнения трубопровода затратен по временному фактору и несет убытки.
Логично, что проблема простоя трубопроводов требует решения по вектору стоимость опустошения данного отрезка, а ущерб экологии из-за разрыва или утечки трубопроводных магистралей должен быть уменьшен до минимума. Данная задача будет эффективно решена, если сечение трубопровода будет тампонироваться до герметичного состояния полимерными композициями.
В настоящий момент особую популярность получил распространившийся ещё в социалистическом прошлом способ герметизировать нефтепровод, устанавливая во внутренней плоскости герметизирующее приспособление, максимальная изоляция которым достигается за счёт смеси пенополиуретановых соединений (авт.св. СССР № 1643852, F 16 L 55/10).
Способ используется на протяжении длительного времени, однако общеизвестны недостатки, состоящие в высоком уровне выделения тепловой энергии и свободных газов в ходе образования тампонажа, которые до настоящего дня не устранены. Не менее актуальной проблемой данного метода рассматривается обязательно удаление части трубы нефтепровода, чтобы ввести герметизирующую аппаратуру, из-за чего трубопроводный транспорт простаивает, а нефть или продукты переработки теряются.
Трудности существуют и в связи с применением ещё одного созданного в СССР метода, когда нефтепроводный транспорт герметизируют, вводя в пространство порционно полиакриламид, глиняную смесь и сшиватель, а в качестве растворителя использована вода (авт.св. СССР № 979784, F 16 L 55/16).
Основной трудностью, с которой сталкиваются при использовании метода, специалисты называют тот аспект, что в зимнее время года полимер необходимо растворять в теплой воде, температура которой достигает 50–80 о С и не допускать охлаждения, так как только прогретая смесь достигнет состояния студня. Спустя некоторое время состав из полиакриламида на водном растворителе приходит в состояние синерезиса, из-за чего герметичность сечения теряет эффективность.
Описывая одну из оптимальных с технической точки зрения решений, необходимо упомянуть возможность герметизировать трубопроводный транспорт, подав под давлением изопреновый каучук и порофор в смеси, температура которой достигает 190–200 о С. Но смесь это условие должна подаваться на протяжении 80 минут в герметизируемый сектор. В итоге формируется тампонаж с высоким уровнем эластичности, толщина которого в сечении достигает 15 см, длина — порядка 75 см, а способность выдерживать давление газа составляет 0,2 кгс/см 2 (авт.св. СССР № 1702067, F 16 L 55/16).
Между тем, в качестве недостатка отметим, что полость нефтепровода необходимо в течение длительного времени заполнять тампонажем, который формируется только при высокой температуре, хотя в целом выдерживают незначительное по величине давление [1].
Предлагаем герметизировать линию нефтепровода новым методом, чтобы перекрыть сечение более надежно, а герметизация диаметра произойдёт за счёт полимерного тампонажа, к которому подводить дополнительное тепло неактуально.
Суть предложения состоит в том, что материал для формирования закупоривающего тампонажа будет представлен смесью таких полимеров как изотактический, синдиотактический и атактический полиметилметакрилаты (соответственно ИПММА, СПММА и АПММА), раствор которых будет приготовлен на жидкости с полярными свойствами, пропорции по массе строго соблюдены в следующем виде: ИПММА 1,5 2,1, СПММА или АПММА 2,9 3,6,
Герметичность трубопровода по данному методу удаётся обеспечить за 1–1,5 минуты без изменения температуры окружающей среды, сформировав полимерный тампонаж, способный выдержать избыточное давление в пределах 0,4 0,8 кгс/см 2 .
В смеси полимеров сочетаются такие компоненты как ИПММА в количестве 1,5–2,1 и СПММА (или АПММА) в количестве 2,9–3,6, представленные в массовых долях в объёме, а исходный раствор каждого полимера представлен концентрацией строго порядка 0,04–0,05 г/см 3 .
Смесь подается на органическом растворителе, имеющем полярные свойства. В частности, используются такие углеводороды как толуол, который разрешено сочетать или заменять ацетоном или диметилформамидом. Именно полярный растворитель необходим из-за того, что система превращается в студнеобразное состояние очень быстро, после того как растворы соединятся в смеси.
Полимеры вступают в стереокомплексообразующую реакцию в таком температурном диапазоне, которые является однозначно широким с учетом холодного российского климата в Северных регионах. При герметизации это свойство обеспечивает дополнительную выгоду, так как нефтепровод герметизируется независимо от погодных условий и не требуя подвода теплоты.
Вопросу о том, в какой пропорции необходимо представить базовые полиметилметакрилаты в растворенном состоянии, используя разнообразные стереоформы, был изучен всесторонне, а исследователи установили, что студень, имеющий массовую долю полимера ниже чем 0,04 г/см 3 является недостаточно прочным, тогда как, превысив концентрацию в 0,05 г/см 3 полимерные соединения обретают огромный уровень вязкости, из-за чего сложно перемешиваются.
Таким образом, определив массовые соотношения полиметилметакрилата, представленные различными стереоформами, исследователи отталкивались от конформации на молекулярном уровне, происходящие в растворителях, а также глубиной имеющего место стереокомплексообразования.
Раскроем практический способ осуществления герметизации нефтепровода предложенным методом. Используя полярный растворитель, необходимо приготовить раствор полиметилметакрилата разных стереоформ, но равных по концентрации, выдержав диапазон полимерного соединения в растворителе в пределах 0,04–0,05 г/см 3 . Отмерив одну объёмную единицу и добавляя согласно пропорции 1,5–2 объема раствора СПММА или АПММА, что соответствует содержанию ИПММА 1,5–2,1 по массе СПММА (или АПММА) 2,9–3,6. В итоге на 1–1,5 минутах от смешения базовых растворов смесь превращалась в студень с высокими коэффициентами эластичности, способный сопротивляться давлению в пределах 0,4–0,8 кгс/см 2 [2].
Пример 1. Растворив в толуоле 160 см 3 как 1 объем ИПММА, выдержав концентрацию 0,05 г/см 3 , добавили для смешивания в потоке с 320 см 3 как 2 объема АПММА, растворенного на толуоле, выдержав концентрацию 0,05 г/см 3 . По массе ИПММА показывал 1,8, тогда как АПММА достигал 3,6.
Спустя 1 минуту зафиксировано формирование студня, имеющего высокие свойства эластичности. На стенде студень был испытан для уточнения свойств полимерных композиций, планомерно повышая давление. Полученный тампонаж из студня достигал в сечении 5 см, а его длина составляла 25 см, тогда как сопротивление давлению достигало 0,5 кгс/см 2 .
Пример 2. Растворив в толуоле 160 см 3 как 1 объем ИПММА, выдержав концентрацию 0,04 г/см 3 , добавили для смешивания в потоке с 320 см 3 как 2 объема АПММА, растворенного на толуоле, выдержав концентрацию 0,04 г/см 3 . По массе ИПММА показывал 1,5, тогда как АПММА достигал 2,9. Полученный тампонаж показал сопротивление давлению в 0,4 кгс/см 2 .
В настоящем случае примеры показывают, что проведя замену СПММА на АПММА (применив органическое стекло), стереокомплексное образование не изменяется по глубине в сторону ухудшения, а также в студень не падает по уровню качества. Это явно просматривается в примере 2. Примечательно, что полимерная смесь становится гораздо дешевле, что даёт химические выгоды.
Снизив по массе присутствия АПММЫ в смеси относительно ИПММА, создаются предпосылки для падения студня по критерию прочности, из-за чего возможность тампонажа выдерживать высокое давление падает.
Наиболее эффективно смешивать полимеры, имеющий концентрацию 0,05 г/см 3 , выдерживая по объёму пропорцию 1 к 2 между ИПММА и МПММА (АПММА). В данном случае массовая доля составит 1,8 и 3,6 для первого и второго компонента. Подобная ситуация раскрыта в примере 1.
Данные использованы на стендовых испытаниях, чтобы показать эффективность массового и объемного сочетания в конкретной пропорции растворённых полимеров [4]
Испытывая методику на стенде, была выполнена модель миниатюрного нефтепровода, которые заменила металлическая труба сечением 10 см. К середине подключено два дозирующих насоса, подающих раствор с одинаковой производительностью по общей линии. В систему было подано 4000 и 8000 см 3 ИПММА и АПММА соответственно, концентрация 0,05 г/см 3 и растворитель толуол были одинаковыми. Перемещаясь по трубопроводу от насосов к имитирующей нефтепровод металлической трубе, полимерные растворы смешивались и формировался студень. В момент, когда профиль трубы был заполнен, на трубе через крышку подключался баллон, содержащий сжиженный азот, за счёт чего в трубопроводе росло давление. Образовавшийся тампонаж гелеобразной структуры достигал диаметр 10 см, его длина составляла 150 см, а способность выдержать давление составляло 0,8 кгс/см 2 .
Заключение
Полагаем, что обозначенный способ станет однозначно эффективным решением, за счёт чего герметизация трубопроводного транспорта для профилактических и аварийно-ремонтных целей возрастет, простои трубопроводов снизятся по временному фактору, удастся нанести меньше вреда окружающей среде, а ремонтные бригады герметизируют нефтепровод с минимальными ресурсными затратами.
Литература:
- Капитальный ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов: Учеб. Пособие для вузов/ Под ред. Н. Х. Хаплынева. — 2-е изд., перераб и доп. — М.: МАКС Пресс, 2011. — 448 с.
- Мурзаханов, Г. Х. Диагностика технического состояния и оценка остаточного ресурса магистральных трубопроводов / Г. Х. Мурзаханов, А. И. Владимиров. — М.: Национальный институт нефти и газа, 2005. — 430 c.
- Одельский, Э. Х. Гидравлический расчет трубопроводов разного назначения / Э. Х. Одельский. — М.: Книга по Требованию, 2012. — 100 c.
- Кузьбожев, А. С. Материаловедческие критерии оценки надежности металла, методы прогнозирования ресурса газотранспортных систем: дис. … доктора техн. наук: 05.02.01/ Кузьбожев Александр Сергеевич. — М.: МГВМИ, 2009. — 315 с
