1.6 Ликвидация аварии на линейной части трубопровода

При обнаружения выхода нефтепродукта на поверхность линейный обходчик немедленно сообщает об этом начальнику перекачивающей станции и диспетчеру. Получив от них указа­ния, он принимает меры к предотвращению пожара и несчаст­ных случаев, ограждает место выхода продукта и устанавливает знаки «Не курить», «Огнеопасно» и др.

Перекачку не прекращают только при небольшом выходе нефти или нефтепродукта. В остальных случаях ее немедленно останавливают и принимают меры к предотвращению выхода нефтепродукта и сбору разлившейся нефти. Если авария свя­зана с разрывом стенки трубы, то закрывают линейные за­движки. Для проведения сварочных работ вскрывают аварий­ный участок трубопровода и добиваются прекращения выхода нефтепродукта. (Эта работа осложняется тем, что трасса почти всегда проходит по пересеченной местности, а линейные за­движки устанавливают на расстоянии 25—35 км друг от друга.)

1 – скобы; 2, 7 – планки; 3 – гайки; 4 – маховик; 5 – червяк; 6 – пята;

8 – заплата; 9 – шарнир.

Рис. 4. Прижимная струбцина.

После устранения выхода нефтепродукта из трубопровода при­ступают к ликвидации повреждения. До начала огневых работ проводят анализ воздуха в котловане для определения содер­жания в нем паров нефтепродукта. Если воздух невзрывоопа­сен, то на свищ накладывают металлическую накладку и, при­жимая ее с помощью специальной струбцины (рис. 4), при­варивают.

Для ликвидации свищей часто используют свинцовые пробки, которые затягивают специальным болтом (рис. 5). В комплект пробки входят болт, гайка, шайба, свинцовая и бронзовая втулки. Болт имеет на всей длине резьбу, сферическую головку, а на конце прорезь для его фиксации (отверткой или другими приспособлениями) в процессе затяжки гайки. Внутренний диа­метр свинцовой втулки равен диаметру болта (с небольшим за­зором), а наружный — диаметру каверны (или меньше его). Бронзовая втулка выполняет функции предохранительного устройства от возможного образования искры между стенкой трубы и головкой болта.

1 – труба; 2 – шайба; 3 – болт; 4 – гайка;

5,6 – втулки соответственно бронзовая и свинцовая

Рис. 5. Ликвидация свища с помощью свинцовой пробки

Порядок устранения течи с помощью пробки со свинцовой втулкой следующий: специальным приспособлением (рис. 6) в стенке трубы (в месте каверны) рассверливают отверстие, в которое вставляют пробку. Диаметр пробки должен быть несколько меньшим диаметра отверстия после рассверловки. Пробку фиксируют от проворачивания, а гайку затягивают ключом с таким расчетом, чтобы бронзовая втулка не дохо­дила до внутренней стенки трубы на 2—3 мм. Затем по всему периметру к трубе приваривают шайбу, а к шайбе и болту — гайку.

1 – сверло; 2 – фреза; 3 – корпус; 4 – шток; 5 – патрон; 6 – трещотка;

7 – планка; 8 – болт; 9 – ручка; 10 – патрубок; 11 – труба.

Рис. 6. Приспособление для вырезки отверстия в трубопроводе.

Для устранения неполных разрывов поперечных стыков можно использовать галтельный двухстворчатый хомут со свинцовой или резиновой прокладкой (рис. 7). Небольшие разрывы по основному металлу трубы можно устранять с по­мощью гладкого хомута. Для повышения надежности его при­варивают к трубе (неприваренный хомут может выдержать давление лишь до 3 МПа).

1 – патрубок; 2 – гайка; 3 – труба; 4 – хомут; 5 – рукав

Рис. 7. Двухстворчатый конический хомут.

Для остановки течи продукта из трубопровода используют коническую муфту или хомут, имеющие специальный отводной патрубок для постоянного удаления поступающего продукта. Муфту изготовляют из труб, диаметр которых на 50 мм больше диаметра трубопровода. Половники муфты устанавливают и зажимают с помощью цепей и домкратов. Поступающий неф­тепродукт выпускают через штуцер, к которому подсоединяют рукав.

При полном разрыве поперечных сварных стыков, а также при разрывах продольных стыков труб поврежденные участки полностью удаляют. На их место вваривают патрубки из труб того же диаметра. Длина патрубка зависит от размеров поврежденного участка, но должна быть не менее трех диамет­ров трубы. Перед удалением поврежденного участка в трубо­проводе вырезают отверстия по обе стороны от разрыва для изоляции полости трубопровода, заполненного парами нефти. Поперечное сечение трубопровода перекрывают с помощью гли­няных пробок, длина которых зависит от диаметра трубопро­вода, характера местности, качества глины, но должна быть не менее 1,5 м (рис. 8). Чем больше диаметр трубопровода, тем длиннее должна быть глиняная пробка. Перед набивкой глину тщательно перемешивают до густого тестообразного со­стояния. В зимних условиях глину оттаивают, затем в нее до­бавляют солидол и дизельное масло во избежание замерзания и перемешивают.

а – поврежденный трубопровод; б – установка глиняных пробок и вырезка аварийного участка; в – приварка нового патрубка:

1 – аварийный стык; 2 – новый патрубок; 3 – глиняные пробки;

4 – трубопровод после ликвидации аварии

Рис. 8. Схема ликвидации разрыва трубопровода.

По окончании набивки глиняных пробок вырезают повреж­денный участок трубопровода. На его место устанавливают патрубок, который сначала прихватывают, а затем оконча­тельно приваривают. После приварки патрубка наносят изоля­ционное покрытие, стыки опрессовывают под статическим дав­лением нефтепродукта, а потом возобновляют перекачку. Разлитый при аварии нефтепродукт, собранный в земляные амбары, закачивают в трубопровод.

Временное перекрытие трубопровода при замене повреж­денного участка может быть проведено и другими способами. Нередко используют устройства для перекрытия с помощью эластичных камер, заполняемых разными материалами, газогидротампоны, замораживание продукта в трубопроводе с по­мощью хладагентов, превращение продукта в гель и др.

Интересен способ перекрытия трубопровода с помощью гер­метизирующих тампонов из вспененных пластмасс, в частности пенополиуретана. Композиция, образующаяся в результате смешивания исходных компонентов, вспенивается, многократно увеличиваясь в объеме, заполняет внутреннюю полость трубо­провода и отверждается. Возможность получения тампонов на месте их применения, простота технологии, короткий промежу­ток времени, необходимый для формирования тампона, снижают трудоемкость герметизации внутренней полости трубопровода при проведении аварийно-восстановительных работ.

а, б – перекрытие трубопроводов соответственно опорожненного и частично заполненного; в, г – этапы перекрытия заполненного трубопровода

Рис. 9. Создание герметизирующего тампона в трубопроводе.

Герметизирующий тампон может быть создан как в опорож­ненном, так и в заполненном трубопроводе. Имеющиеся на внутренней поверхности трубопровода парафинистые отложе­ния на герметизирующие свойства тампона не влияют, так как реакция образования пенополиуретанов экзотермическая, тем­пература на границе «тампон — труба» достигает 90—100 °С. При такой температуре парафинистые отложения оплавляются, тампон как бы включается в их слой и плотно прилегает к стенке трубы, выдерживая гидростатическое давление про­дукта. Для увеличения прочности контактного слоя создают герметизирующий тампон в «замкнутом объеме», который об­разуется в трубопроводе с помощью ограничительных упоров из того же материала, что и тампон. Ограничительные упоры 2 (рис. 9) создаются по обоим концам участка трубопровода 1, который необходимо перекрыть, с помощью смесительного устройства 3. После отверждения упоров в пространство между ними заливают композицию, которая после вспенивания и отверждения вместе с ограничительными упорами представляет собой единое целое — герметизирующий тампон. [2 Стр. 240–244]

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. С. М. Вайншок, В.В. Новоселев «Трубопроводный транспорт нефти» Том 2, Москва «Недра» 2004 г. с.621

2. Р.А. Алиев, И.В. Березина «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ и нефтебаз», Москва «Недра» 1987 г. с.271

3. В. Д. Гребнев, А. М. Мошева «Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Пермь 2015 г. с.167