композиция для временной герметизации запорной арматуры нефтепроводов

Формула изобретения

Композиция для временной герметизации запорной арматуры нефтепроводов, включающая синтетические жирные кислоты, едкий натр и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит древесные опилки и дизтопливо при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Синтетические жирные кислоты фракции С₁₀ - С₁₆ или С₁₆ - С₂₁ - 3,8 - 7,4

Едкий натр - 0,6 - 2,2

Вода - 0,6 - 2,2

Древесные опилки - 2,0 - 7,0

Дизтопливо - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и нефтехимической промышленности, в частности, к работе трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов. При аварийном прорыве трубопровода либо при профилактическом ремонте обычно с помощью запорной арматуры производят отключение поврежденного участка. Однако задвижки, находящиеся длительное время в эксплуатации, часто не обеспечивают полную герметизацию, что не позволяет начать восстановительные работы.

Для герметизации запорной арматуры можно использовать отверждающие нефть и нефтепродукты композиции, применяемые для герметизации поврежденных емкостей и трубопроводов. Однако известные композиции недостаточно эффективны для решения стоящей задачи. Так, состав, предложенный для предотвращения вытекания нефти из поврежденных емкостей и состоящий из смеси парафина, церезина и нафталина при введении в разогретом до 120^oC состоянии в нефть или нефтепродукты отверждает последние. Но данная композиция может быть применена лишь в горячем состоянии, для чего необходимо иметь разогревающее устройство. Это приводит к большим энергетическим и временным затратам [1].

Для создания герметизирующего тампона в трубопроводе известна композиция, состоящая из раствора мочевины в смеси воды и дизтоплива. Такой раствор при повышенной температуре (70^oC) закачивают в трубопровод, где он охлаждается и выпавший мелкокристаллический осадок комплексного соединения мочевины с нормальными парафиновыми углеводородами дизтоплива закупоривает трубопровод. Недостаток метода - необходимость обеспечивать при закачке подогрев, а в теплое время для отверждения композиции после закачки необходимо охлаждение, что в полевых условиях создает большие сложности. Метод требует длительного времени на подготовку композиции к закачке и ее последующее отверждение [2].

Известен способ отверждения углеводородов, позволяющий получать вязко-упругие композиции на основе жидких углеводородов в смеси с высшей жирной кислотой (пальмитиновой, стеариновой или олеиновой), гидроксидом натрия, водой и наполнителем, которым может быть каменноугольный порошок, глина, песок, натуральные или искусственные волокна. Отверждение происходит за счет образования в углеводородной фазе натриевого мыла высшей жирной кислоты. Предполагается, что такие композиции могут применяться для герметизации протекающих резервуаров с жидкими углеводородами. Однако описанные наполнители исключают применение данных композиций для герметизации запорной арматуры трубопроводов. Так, песок или каменноугольный порошок могут вызвать абразивный износ поверхности трубопровода и запорной арматуры, глина - слишком мелкодисперсна, чтобы обеспечить герметизацию, выдерживающую давление в трубопроводе. Композиции, содержащие натуральные или искусственные волокна, способны закупоривать шланги, через которые происходит закачка [3].

Для герметизации запорной арматуры трубопроводов предлагается вязко-упругая композиция, содержащая, мас.%: синтетические жирные кислоты фракций C10 - C16 или C16 - C21 3,8 - 7,4, едкий натр 0,6 - 2,2, вода 0,6 - 2,2, древесные опилки 2,0 - 7,0 и дизтопливо - остальное. Промышленные фракции синтетических жирных кислот (СЖК) C10 - C16 или C16 - C21 являются дешевыми и доступными веществами. В качестве наполнителя используются древесные опилки (сосновые, березовые и др.). Опилки не обладают абразивным действием и особенности их физико-химических и механических свойств обеспечивают запорной арматуре полную герметизацию. Для того чтобы опилки при закачке композиции в трубопровод не забивали подводящий шланг и входной штуцер, устанавливаемый на трубопроводе, их предварительно просеивают через сито или сетку. В таблице представлены конкретные составы предложенной композиции.

Пример (композиция 4, таблица). К 3 кг 6%-ного раствора СЖК фракции C10 - C16 в дизтопливе приливают 75 г 50%-ного водного раствора едкого натра, интенсивно перемешивают с помощью механической мешалки в течение 30 мин, добавляют 150 г сухих основных опилок, перемешивают 30 мин, получают вазелиноподобную массу.

Реагенты и материалы, используемые для приготовления композиций 1 - 9 (таблица), имели следующие характеристики: дизтопливо, зимнее (ГОСТ 305-82), кинематическая вязкость при 20^oC 1,8-5,0 мм²/с, температура застывания не выше -45^oC; СЖК фракции C16 - C21, кислотное число (мг КОН/г) 250; СЖК фракции С16 - С21, кислотное число 185. Опилки сосновые, воздушно-сухие при температуре 18-20^oC, просеянные через сито с диаметром ячеек 2 мм.

Композицию испытывают на прочность с помощью шприца с внутренним диаметром 13 мм и имеющем выходное отверстие диаметром 6 мм. Определяется минимально необходимое усилие на поршень, при котором масса композиции высотой 20 мм начинает выдавливаться. В случае композиции 4 такое усилие равно 40 г при температуре 21^oC и 47 г при температуре 3^oC (таблица).

Для герметизации запорной арматуры композицию закачивают в нефтепровод через специальный штуцер. Композиция способна герметизировать щелеобразные отверстия шириной до 2 мм и выдерживать давление в трубопроводе до 10 кг/см². Герметизация происходит практически сразу после закачки композиции. После проведения на трубопроводе ремонтно-восстановительных работ задвижку открывают и композиция размывается потоком нефти.

Герметизация на испытательном стенде. В металлическую трубу Lxd = 1000 x 100 мм, снабженную заглушкой, имеющей 5 круглых отверстий диаметром 2 мм, заливали нефть. При этом имела место утечка нефти 1 л в минуту. Через штуцер диаметром 10 мм, расположенный в 100 мм от заглушки, с помощью сжатого воздуха при давлении 4 - 5 кг/см² и температуре 18 - 20^oC вводили композицию 4. После введения 2 кг композиции течь через заглушку прекратилась. Повышение давления до 6 кг/см² и выдерживание при этом давлении в течение 24 ч не приводит к потере герметичности.

Герметизация на испытательном полигоне. Металлическая труба длиной 4 м и диаметром 500 мм, имеющая задвижку на торце, предварительно заполнялась нефтью из емкости действием перепада давления 1 кг/см². После этого задвижка приоткрывалась таким образом, чтобы поток нефти через нее составлял 18 л в минуту. Через штуцер с внутренним диаметром 80 мм, расположенный на расстоянии в 500 мм от фланца задвижки, вводилась композиция 8 непосредственно из бочки с помощью насоса СО-48М. При этом перепад давления на задвижке составил 2 кг/см². По истечении 30 мин с начала закачки композиции течь через задвижку прекратилась. При этом закачано в трубу 50 кг композиции. Открытие задвижки привело к восстановлению полного потока нефти. Испытания проводились при температуре окружающей среды +10^oC.

Во всех композициях, представленных в таблице, мыло СЖК обладает достаточной коллоидной стабильностью, способно удерживать дисперсную фазу - опилки и весь состав может перемещаться по шлангам под действием давления в виде однородной массы без расслоения.

Фракция СЖК C10 - C16 позволяет получать рабочие композиции (4 - 9) при содержании СЖК 5,8 - 7,4%. Более высокомолекулярные СЖК, содержащиеся во фракции C16 - C21, образуют стабильные и однородные композиции (1 - 3) при меньшем их расходе - 3,8 - 5,6%. Если СЖК вводить на 0,9% меньше, чем в композициях 1 и 4, то состав делается очень текучим и неустойчивым во времени - мыло СЖК и наполнитель выпадают в осадок. При содержании СЖК больше (на 0,9%), чем в композициях 3 и 6, прочность состава резко возрастает и делается невозможным его перемещение в испытательном шприце: под действием поршня в месте сужения прохода перед выходным отверстием происходит его закупоривание (на практике это может приводить к закупориванию подводящего шланга).

Исходная концентрация щелочи имеет существенное значение. Переход от максимально возможной концентрации щелочи - 50%-ной к более разбавленной - 40%-ной приводит к получению более пластичной композиции (сравнить 5 и 8). Это связано с увеличением количества воды в композициях 5 и 8 содержание воды - 1,4 и 2,1% соответственно.

Изменение количества наполнителя позволяет регулировать прочность композиции (7 - 9).

С понижением температуры композиции делаются менее пластичными, более прочными. Сравнение величин P , являющихся разностью усилий на поршень при пониженной (2 - 4^oC) и более высокой (20 - 22^oC) температуре, показывает (таблица), что более сильная зависимость прочности композиции от температуры имеет место при переходе от СЖК фракции (C10 - C16 к СЖК фракции C16 - C21 (4 и 3), а также по мере увеличения в композиции количества СЖК (1 - 3, 4 - 6), воды (5 и 8) или наполнителя (7 - 9).

Использование композиции облегчает и ускоряет работу по герметизации запорной арматуры нефтепроводов, так как в полевых условиях не надо тратить времени на ее приготовление, а для применения ее не требуется ни подогрев, ни сложная специальная техника.

Варьирование содержания СЖК, щелочи, воды и наполнителя позволяет изменять прочность композиции, приспосабливая ее к конкретным условиям, определяемым температурой окружающей среды, диаметром и давлением в трубопроводе, величиной течи. Композиция состоит из дешевых, доступных и нетоксичных компонентов.