Способ демонтажа выведенного из эксплуатации газо- или нефтепровода
DISMANTLING METHOD OF DECOMMISSIONING GAS OR OIL PIPELINE

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, а именно, к технологиям проведения демонтажных работ выведенного из эксплуатации (изношенного) газо-, нефтепровода в местах прохождения технологических эстакад газо-, нефтепроводов.
Газо-, нефтепровод, подлежащий выводу из эксплуатации, должен быть подготовлен к демонтажу. Подготовка заключается в освобождении газо-, нефтепровода от нефти, очистке полости трубы от грязи и парафиносмолистых отложений. Газо-, нефтепроводы, выведенные из эксплуатации и переведенные в безопасное состояние, не требуют проведения подготовительных работ, так как они должны быть отключены от соседних участков, опорожнены и очищены от нефтяных углеводородов. Как правило, в процессе очистки нефтепровода, не удается полностью освободить трубопровод от остатков нефти и асфальтосмолистых отложений, что в процессе демонтажа труб приводит к истечению нефти, которая оказывает негативное воздействие на состояние компонентов природной среды. В таких случаях проводят рекультивацию грунта, загрязненного нефтепродуктами, в особенности в болотистой и заводненной местности, которая является трудоемким и дорогостоящим процессом. Ликвидация разливов нефти является актуальной проблемой. Поэтому одной из важнейших задач является предотвращение разливов нефти при демонтаже газо-, нефтепроводов.
Известен демонтаж линейной части магистральных трубопроводов как комплекс технических мероприятий, направленных на извлечение трубопровода из грунта, резку на части и транспортировку труб к месту складирования (ОСТ153-39.4-027-2002). Способ демонтажа выведенного из эксплуатации газо-, нефтепровода включает снятие поверхностного горизонта почвы (дерна), вскрытие грунта до верхней образующей трубы, резку трубы и ее транспортировку. Проводят разметку демонтируемой трубы на участки длиной, определяемой разрешенной грузоподъемной массой газо-, нефтепровода для ее транспортировки. В размеченных местах просверливают технологические отверстия, через которые подают во внутреннюю полость нефтепровода пенокарбамид (пеноизол) для создания «пробок». Проводят резку трубопровода по центрам образованных пробок. При использовании изобретения обеспечивается надежная герметизация внутренней полости газо-, нефтепровода и абсорбция остаточных нефтяных углеводородов пеноизолом.
Известен способ вскрытия траншеи и подъема подземного трубопровода при капитальном ремонте магистральных трубопроводов или при демонтаже выведенных из эксплуатации недействующих трубопроводов (патент RU2389930, МПК F16L1/028, опубл. 20.05.2010 г.). Способ вскрытия траншеи и подъема подземного трубопровода при демонтаже и капитальном ремонте включает рыхление и удаление растительного и минерального грунта засыпки, подъем трубопровода и укладку его на поверхность грунта по оси траншеи, причем рыхление и удаление растительного и минерального грунта засыпки производят синхронно перемещением многорядной троллейной подвески и подъемом трубопровода рыхлителями, присоединенными к тягачам.
Известен способ демонтажа выведенного из эксплуатации нефтепровода (патент RU2585158, МПК F16L1/028, опубл. 27.05.2016 г.), который включает вскрытие грунта до верхней образующей трубы, разметку демонтируемой трубы на участки длиной, определяемой разрешенной грузоподъемной массой газо-, нефтепровода для ее транспортировки. В ходе демонтажа просверливают технологические отверстия, через которые отводят избыточное давление в трубопроводе и подают во внутреннюю полость нефтепровода пенополиуретан для создания «пробок». Проводят резку трубопровода по центрам образованных пробок и транспортировку труб. Принято за прототип.
Известные способы демонтажа выведенных из строя газо-, нефтепроводов с использованием устройств для герметизации внутренней полости трубопровода являются малоэффективными и трудозатратными. Кроме того, пенополиуретан по ГОСТ 30244 отнесен к группе Г4 - сильногорючий, по ГОСТ 30402 - В3 - легковоспламеняемый; по ГОСТ 12.1.044 - Д3 - с высокой дымообразующей способностью и Т4 - чрезвычайно токсичный при горении.
Технической проблемой, решаемой изобретением, является упрощение процесса демонтажа выведенного из эксплуатации (изношенного) газо-, нефтепровода с сохранением растительности поверхностного горизонта почвы путем предотвращения разлива нефтепродуктов, оставшихся в трубе, обеспечением пожаро- и взрывобезопасности.
Технический результат - предотвращение разлива нефтепродуктов, оставшихся в трубе  газо-, нефтепровода, за счет надежной герметизации внутренней полости опорожненной трубы в заданных участках.
Проблема решается, а технический результат достигается способом демонтажа выведенного из эксплуатации газо- или нефтепровода, включающим вскрытие грунта до верхней образующей трубы, резку трубы и ее транспортировку, при этом проводят разметку демонтируемой трубы на участки длиной, определяемой разрешенной грузоподъемной массой газо- или нефтепровода для ее транспортировки, в размеченных местах просверливают технологические отверстия, через которые отводят избыточное давление в трубопроводе, после чего подают во внутреннюю полость трубы компонент для создания герметизирующих «пробок» во всех размеченных местах и проводят резку трубы по центру образованных пробок. В отличие от прототипа в качестве компонента для создания герметизирующих «пробок» используют заливочный пеноизол с плотностью от 18 до 60 кг/м³ карбамидных пенопластов, при этом пеноизол подают во внутреннюю полость трубы во всех размеченных местах через трубку, расположенную вертикально в трубе на глубину 0,25-0,75 от ее диаметра.
Выбор компонента для создания герметизирующих «пробок» обусловлен следующим. Пеноизолы с плотностью до 18 кг/м³ применять нецелесообразно, так как пределы прочности при сжатии, при изгибе и растяжении становятся ниже 0.4, 0.2, 0.1 кг/см³ соответственно и возрастает паропроницаемость (В.П. Герасименя, К.З. Гумаргалиева, С.В. Захаров, И.Г. Калинина, Л. А. Соболев // Пластические массы, 2015, №1-2, с. 59). С плотностью выше 60 кг/м³ применение экономически становится нецелесообразным.
Кроме того, экспериментально установлено, что подача пеноизола через трубку, находящуюся вертикально в трубопроводе на глубину 0,25-0,75 диаметра трубы, обеспечивает равномерное распределение пеноизола, так как отверждение его происходит снизу вверх и трубка обеспечивает подачу пеноизола в нижнюю точку трубы, что исключает образование сквозных пустот в пробке на всю её длину.
Сущность поясняется рисунками, где показан заявляемый способ:
Фиг 1 -  показано схематично просверливание технологических отверстий;
Фиг.2 - показано прикручивание к приваренному патрубку шарового крана;
Фиг.3 - показана подача в полость трубы под давлением пеноизола из механической установки.
На чертежах обозначено:
1 - верхняя образующая труба газо- или нефтепровода,
2 - сверло,
3 - технологическое отверстие,
4 - патрубок,
5 - шаровой кран,
6 - трубка для подачи пеноизола,
7 - рукав для подачи пеноизола,
8 - установка для подачи пеноизола,
9 - пеноизольная пробка.
Способ осуществляют следующим образом.
Демонтируемую трубу 1 размечают на участки определенной длины, по которым будут проводить резку трубы. Масса одного участка трубы не должна превышать разрешенную грузоподъемную массу транспортировщика.
Длину одного участка трубы вычисляют по формуле:
-6
L= (m-3):[ π·(d-s) ·s·ρ·10],
где L – длина участка трубы (м),
m – грузоподъемность механизма (кг),
3 – масса пробки (кг),
π=3,14 (постоянная величина),
d - наружный диаметр трубы (см),
s – толщина стенки (см),
3
ρ - плотность материала труб, г/см.
После разметки участков трубы в размеченных местах высверливают на верхней образующей трубе 1 отверстие 3 диаметром 1.0-1.5 см для определения уровня остатка нефтепродуктов в трубопроводе металлическим щупом и для отвода избыточного давления (фиг.1). Рабочее давление в нефтепроводе в месте производства работ не должно превышать 2,5 МПа. В случае обнаружения избыточного давления в трубопроводе, создающего угрозу безопасности ведения сварочных работ, принимаются соответствующие меры по отводу избыточного давления. К отверстиям 3 приваривается патрубок 4  - металлический цилиндр диаметром от 100 до 150 мм с внутренней резьбой. К приваренному патрубку 4 прикручивается шаровой кран 5  (фиг.2). К шаровому крану прикручивается рукав 7, по которому осуществляется подача в полость трубы под давлением пеноизола из специальной механической установки 8 (фиг.3).
Герметизация внутренней полости трубопроводов пеноизолом должна осуществляться в соответствии со следующей технологией.
Во внутреннюю полость газонефтепровода под давлением подают пеноизол. Длина заливаемого участка внутренней полости трубопровода должна быть не менее одного метра. Для контроля заполнения газо-, нефтепровода  пеноизолом используется ультразвуковой толщиномер MG2-XT (Panametrics, США). Количество пеноизола для образования одной герметизирующей пробки (1 метр) в полости трубопровода рассчитывается по формуле:
2
M=1,4·3,14·ρ·r,
где М - количество пеноизола, необходимого для изготовления одной пробки, кг;
- 1,4-коэффициент массопотери пеноизола, кг;
π=3,14 (постоянная величина),
d - диаметр трубы (м),
3
ρ - плотность пеноизола, кг/м.
Пример конкретного выполнения способа демонтажа выведенного из эксплуатации газонефтепровода.
2
Пример расчета необходимого количества пробок пеноизола и  пеноизола для их изготовления для трубы диаметром 219 мм и длиной 2 км. 1. Рассчитывается количество исходного сырья-пеноизола для изготовления 1 пробки длиной 1 метр по формуле: M=1,4·3,14·ρ·r =1,4·40·0,03765 =2,1084≈2,1 кг.
2. Вес 1 метра этой трубы по таблице сортамента составляет 41,63 кг, а грузоподъемность механизма составляет 10 т, поэтому длина участка трубы, которую может поднять транспортировщик составляет 10000:(41,63+2,1)=228,7 м. Количество таких участков по длине трубопровода будет равно
2000:228,7=8,75 шт. ≈9 шт.
3. Для 9 участков необходимо 10 пробок пеноизола, для изготовления которых необходимо10·2,1084=21,084 кг сырья.
Образуют герметизирующие пробки во всех размеченных местах газонефтепровода. После образования герметизирующих пробок производят резку трубы. Резку трубы проводят по центру образованной пробки (т.е  половина ее длины). После проведения резки края газонефтепровода полностью загерметизированы, трубы транспортируются к месту складирования.
Подготовка трубопровода к демонтажу заключается в обеспечении условий, исключающих разлив нефтепродуктов и парафиносмолистых отложений из полости трубопровода, и увеличение жесткости трубы для исключения образования изломов.
Способ демонтажа выведенного из эксплуатации газо-, нефтепровода включает в себя следующие технологические операции:
- уточнение положения нефтепровода и подземных коммуникаций, пересекающих нефтепровод, установка вешек;
- снятие поверхностного горизонта почвы (дерна) на глубину не менее 60 мм;
- снятие плодородного слоя почвы и перемещение его во временный отвал;
- разработку траншеи до верхней и нижней образующей нефтепровода;
- разметку трубопровода на участки заданной длины, по которым будут проводить резку трубы;
- просверловка технологических отверстий в нефтепроводе, для проведения газоанализа воздушной среды и подачи во внутреннюю полость трубы пеноизола, замер концентрации ГВС в полости трубопровода;
- подсоединение специализированной механической установки для подачи пеноизола для образования пробки и подача пеноизола во внутреннюю полость нефтепровода под давлением в соответствии со схемой;
- резка трубопровода по центрам образованных пробок;
- извлечение труб из траншеи и транспортировка их к месту складирования;
- засыпка траншеи;
- укладка снятого поверхностного горизонта почвы (дерна);
- рекультивация.
Перед тем как производить резку трубопровода на части перед транспортировкой, необходимо провести следующие действия, которые направлены на герметизацию тех участков трубопровода, где будет производиться ее резка, с целью предотвращения разлива остатков нефтепродукта при транспортировке труб после их резки:
1. Демонтируемую трубу размечают на участки заданной длины, по которым будут проводить резку трубы. Количество участков и его длина, на которые будет делиться трубопровод, рассчитывается, принимая во внимание условие, что масса одного участка не должна превышать разрешенную грузоподъемную массу для ее транспортировки спецтехникой до подготовленной площадки.
2. Герметизация внутренней полости трубопроводов пеноизолом должна осуществляться в соответствии со следующим. Длина запененного участка внутренней полости газо-, нефтепровода должна быть не менее 0,8÷1,2 метра в зависимости от диаметра трубопровода. Для контроля заполнения газо-, нефтепровода пеноизолом используется ультразвуковой толщиномер MG2-XT (Panametrics, США). Образуют герметизирующие пробки из пеноизола во всех размеченных местах газо-, нефтепровода в соответствии со схемой. После образования герметизирующих пробок производят резку трубы по центрам образованных пробок. После проведения резки края газо-, нефтепровода полностью загерметизированы, остатки нефтепродукта в полости трубы транспортируются к месту складирования.
Для предотвращения разлива нефтепродукта из выведенного из эксплуатации газо-, нефтепровода для трубы длиной 3 км требуется всего 44,7 кг пеноизола, что на 17,9 кг меньше, чем при применении пенополиуретана. Демонтаж выведенного из эксплуатации газо-, нефтепровода заявленным способом позволяет предотвратить разлив остатков нефтепродукта при транспортировке труб, после их резки, что снижает риск загрязнения окружающей среды. К тому же необходимо отметить, что пеноизол будет абсорбировать нефть с высокой эффективностью, так как нефтепоглощающая способность его составляет 40-60 г нефти/г пеноизола (Веприкова Е.В., Терещенко Е.А., Чеснокова Н.В., Щипко М.Л., Кузнецова Б.Н. J. SiberianFed. Univer. Chemistry. 2010. 3 (3). 285-304., Степанова Е.В., Чаплина Т.О. Мониторинг. Наука и технологии. 2017. № 1(30). 62-68. Таким образом, демонтаж выведенного из эксплуатации газо-, нефтепровода заявленным способом является более простым и эффективным в сравнении с существующими способами. Исключается необходимость проведения рекультивации земель, загрязненных нефтепродуктами, т.е. обеспечивается сохранение экологически чистых земель, снижение антропогенного загрязнения окружающей среды от разливов нефти и нефтепродуктов.
Из 4-х параметров горючести пеноизола (карбамидный пенопласт) 2 соответствуют показателям для группы горючести Г1 (ГОСТ 30244-94). К ним относятся: параметр «продолжительность самостоятельного горения» - он составил ноль секунд и параметр «степень повреждения по длине» - от 42 до 57% при нормативе для группы горючести Г1 не более 65%. Параметр «степень повреждения по массе» находится при всех испытаниях от 22% до 36% при нормативе для группы горючести Г2 не более 50%. Карбамидный пенопласт изготавливается из смол, относящихся к группе термореактивных, в которых обратная реакция не происходит и материал не может снова перейти в жидкую форму, т.е. во время пожара он не дает расплава, а только теряет в массе, выделяя при этом воду, углекислый газ и азот, не опасные для человека. Материал стоек к действию микроорганизмов и грызунов.
Таким образом, изобретение обеспечивает предотвращение разлива нефтепродуктов, оставшихся в трубе  газо-, нефтепровода, за счет надежной герметизации внутренней полости опорожненной трубы в заданных участках.