Методы герметизации трубопроводов

Герметизация внутренней полости нефтепровода относится к подготовительным операциям, выполняемым для соблюдения требований техники безопасности и противопожарных норм при проведении монтажных работ.

Одним из широко известных и до сих пор применяемых методов герметизации внутренней полости трубопровода яв­ляется создание глиняной пробки. Глиняная пробка набивает­ся для ограждения места ведения огневых работ от основной магистрали, заполненной взрывоопасными и горючими пара­ми нефтепродукта. Необходимая длина пробки зависит от характера местности, качества глины, времени года, диаметра трубопровода и т.д., но должна составлять не менее двух ди­аметров трубы и гарантировать безопасность огневых работ, выполняемых вручную.

Набивку и трамбование глиняной пробки обычно произ­водят вручную. Глину предварительно тщательно перемеши­вают до густого тестообразного состояния. В зимнее время глину предварительно оттаивают и добавляют солидол для предотвращения смерзания. Затем глину набивают в полость труб через окна, которые вырезают одним из безогневых способов.

Для герметизации внутренней полости трубопровода кро­ме глиняных пробок, создание которых является весьма трудоемкой и малопроизводительной операцией, применяют и другие способы, принцип действия которых основан на вве­дении внутрь трубопровода различных шаров, пробок, скребков и иных механических разделителей, используемых при замене участков нефтепроводов в плановом порядке.

Одним из таких способов перекрытия является установка резинового разделителя, выпускаемого американской фирмой International Pipeline Equpment. Перекрывающая пробка со­стоит из мягкого надувного цилиндра и металлической на­правляющей конструкции. В том месте, где должна быть ус­тановлена перекрывающая пробка, приваривают два патрубка с фланцами под утлом 90 ° к оси трубопровода и к ним мон­тируют запорную арматуру высокого давления. Арматура служит для пропуска улавливающих штифтов специальной конструкции, позволяющих закачивать через них жидкость в полость пробки под высоким давлением. Пробка вводится в трубопровод в ближайшей камере пуска скребков и течением перекачивающей жидкости перемещается к улавливающим штифтам.

Конструкция направляющей головки пробки позволяет штифтам входить в контакт с пружинным клапаном, распо­ложенным в ее металлической части. Жидкость насосами за­качивается через штифты и пружинный клапан в надувную часть пробки, которая, расширяясь, герметично прижимается к стенкам трубопровода.

Этот способ герметизации заслуживает особого внимания при плановых ремонтных работах с заменой участка, так как отпадает необходимость сброса большого количества перекачиваемого нефтепродукта, находящегося между пере­крытыми задвижками.

Американская фирма Regent Jack Mfg Co разработала способ и изготавливает оборудование для перекрытия сече­ния трубопровода путем обжатия (сплющивания) стенок трубы. Сплющивание производится прессом массой 630 т.

Для восстановления сечения трубы губки пресса поворачи­вают на 90°, и пережатый участок выравнивается до первона­чальной формы. Данное оборудование может быть использо­вано только на участках трубопроводов малых диаметров, изготовленных из наиболее вязких сталей и работающих под давлением до 1, 4 МПа.

Необходимо отметить, что перечисленные способы пере­крытия сечения трубопровода, разработанные за рубежом, на практике находят ограниченное применение из-за техни­ческих и организационных трудностей.

Из отечественных механических перекрывающих уст­ройств представляет интерес тампон-герметизатор (рис. 5.14), состоящий из двух одинаковых частей, соединенных между собой стыковочным узлом 10. Каждая часть включает манже­ту 7, катушку и уплотняющий элемент, состоящий из трубы 6 соответствующего диаметра, автомобильной резиновой ка­меры 4 и манжеты-покрышки 2, изготавливаемой на специ­альной пресс-форме.

После опорожнения нефтепровода, вырезки дефектного участка, очистки концов труб от остатков нефти и парафина приступают к запасовке тампона-герметизатора. Обе части тампона запасовываются в открытые торцы нефтепровода таким образом, чтобы после монтажа, сварки катушки и пу­ска перекачки, перемещаясь с потоком нефти, эти части со­единились в единое целое. С этой целью части тампона уста­навливают в открытые торцы нефтепровода в следующем порядке (по ходу перекачки): вначале часть тампона со сты­ковочной осью, а в противоположном торце - часть тампо­на с раструбом-ловушкой.

Перед установкой тампона-герметизатора в трубопровод из его уплотнительных элементов стравливают воздух до дав­ления 0, 001-0, 005 МПа.

После установки обеих частей тампона в трубопровод в уплотняющих элементах создается давление воздуха 0, 2- 0, 01 МПа.

Проверяют герметичность уплотняющих элементов, после чего приступают к подгонке концов труб и врезке «катушки». После врезки «катушки» и вывода нефтепровода на режим тампон принимается в ближайшей по ходу пере­качки нефти камере приема-пуска скребка.

Рис. 5.14. Тампон – герметизатор:

1-скоба; 2-манжета; 3-патрубок; 4-автомобильная резиновая камера; 5-скоба; 6-труба диаметром 219х8; 7-манжета; 8-серьга; 9-труба; 10-стыковочный узел.

Принцип работы тампона-герметизатора А.00.00 (рис. 5.15) заключается в следующем: при вращении спец.гайки (поз.4) по часовой стрелке происходит перемещение вдоль оси подвижного упора (поз.2), который толкает уплотняющие манжеты(поз.7; 8) на конус (поз.З) и разжимает манжеты вокруг внутренней стенки трубы, за счет чего происходит герметизация ремонтируемой части трубопровода.

После завершения ремонтных работ тампон-герметизатор перемещается внутри трубопровода за счет энергии потока перекачиваемой среды.

Рис. 5.15. Тампон-герметизатор А.00.00:

1- Корпус А.04.00; 2 - Упор подвижный А.02.00; 3 - Конус А.ОЗ.00; 4 - Специальная гайка А.01.00; 5 - ПроставкаА.05.00; 7, 8 - Уплотняющая манжета А.07; А.08; 9 - Направляющая манжета А.09; 10 - Диск АЛО; 11- Шплинт А.11; 12 - Гайка А.12; 13 - Разрушающаяся мембрана А. 13.

В табл. 5.10-5.11. указаны технические характеристики тампона-герметизатора и манжет.

Таблица 5.10