Способ откачки газа из отключенного участка коридора магистральных газопроводов
THE METHOD FOR PUMPING GAS FROM THE DISCONNECTED SECTION OF THE CORRIDOR OF THE MAIN GAS PIPELINES

Изобретение относится к трубопроводному транспорту газа и предназначено для опорожнения от газа отключенного участка коридора магистральных газопроводов, при котором существующая технология предусматривает использование мобильной компрессорной станции - сложного маломобильного, требующего контроля и ухода компрессорного оборудования с запасом расходных материалов (смазочные и специальные жидкости, фильтры и пр.) с выездом на участок, откачкой газа до давления не ниже 1,0 МПа и последующего стравливания оставшегося газа в атмосферу.
Под коридором магистральных газопроводов следует понимать совокупность магистральных газопроводов (или участков) и систем магистральных газопроводов (в том числе с различным рабочим давлением), обеспечивающих транспорт газа в едином направлении (транспортном потоке), проложенных параллельно по одной трассе [п. 3.13 СТО Газпром 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов», введен в действие 30.12.2005].
Как правило, коридор магистральных газопроводов представляет собой совокупность магистральных газопроводов от двух до семи.
Известен способ откачки газа из отключенного участка газопровода, заключающийся в том, что подают газ в сопло эжектора и откачивают этим эжектором газ из отключенного участка магистрали, при этом, следующий за отключенным участком участок магистрали газопровода подключают к низконапорной полости дополнительного эжектора, а сопла обоих эжекторов подключают к действующей магистрали газопровода, при этом вначале подают газ из действующей магистрали газопровода в сопло дополнительного эжектора и откачивают газ из следующего за отключенным участком участка магистрали и подают из дополнительного эжектора газ в последующий за следующим участок магистрали, после чего откачивают газ из отключенного участка магистрали путем подачи газа в сопло эжектора из действующей магистрали с подачей газа из этого эжектора в следующий за отключенным участком участок магистрали [патент Российской Федерации № 2140582, МПК F04F 5/54, опубл. 27.10.1999].
Недостатком известного способа является необходимость использования двух эжекторных устройств на байпасных узлах двух соседних линейных кранов.
Известен способ откачки газа из отключенного участка газопровода, включающий подачу газа в сопло эжектора и откачку этим эжектором газа из отключенного участка газопровода, при этом, из участка, следующего за отключенным участком газопровода, газ откачивают газоперекачивающим агрегатом к участку, предшествующему отключенному участку, подключают сопло эжектора, выход эжектора подключают к параллельной нитке газопровода или к следующему за отключенным участком участку газопровода и затем подают газ в сопло эжектора из участка газопровода перед отключенным участком и перекачивают газ из отключенного участка газопровода в параллельную нитку газопровода или в следующий за отключенным участок газопровода, а из последнего газ откачивают газоперекачивающим агрегатом. Откачку газа производят двухступенчатым эжектором, при этом газ из первой ступени подают в низконапорную полость второй ступени эжектора, а из последней газ подают в соседнюю нитку газопровода или в следующий за отключенным участком газопровода [патент Российской Федерации № 2167343, F04F 5/54, опубл. 20.05.2001].
Недостатком известного способа откачки газа является его низкая эффективность в связи с тем, что в нем не реализованы дополнительные возможности для повышения эффективности, то есть глубины откачки, так как на начальном этапе откачки, когда давление в откачиваемом участке высокое и можно было бы для сокращения времени откачки увеличить производительность эжектора, его первая ступень ограничивает расход из откачиваемого участка из-за активной составляющей общего расхода через первую ступень.
Известен способ откачки газа из отключенного участка многониточного магистрального газопровода, описанный в работе устройства для откачки газа из отключенного участка, выбранный заявителем в качестве прототипа, заключающийся в том, что перед откачкой газа закрывают линейные краны на отключенном участке первого газопровода, из которого будет откачиваться газ, открывают байпасные краны байпасного узла первого газопровода, тем самым соединяя откачиваемый участок между линейными кранами с действующим участком за линейным краном первого газопровода. Происходит перетекание газа из откачиваемого участка в действующий участок первого газопровода за счет работы газоперекачивающих агрегатов на приемной станции магистрального газопровода. В момент выравнивания давлений на упомянутых участках первого газопровода включают эжектор, для чего закрывают байпасный кран байпасного узла первого газопровода, открывают запорные краны, расположенные на входе в сопло первой ступени и выходе из второй ступени эжектора, а затем байпасный кран байпасного узла второго газопровода и запорный кран на входе в кольцевое сопло второй ступени эжектора. В результате включается в работу вторая ступень эжектора. При достижении предельной степени повышения давления на второй ступени эжектора закрывают кран на входе в сопло первой ступени и открывают кран подачи активного газа на сопло первой ступени эжектора, которая, включаясь в работу, обеспечивает более высокую степень повышения давления в эжекторе. Ко времени, когда давление в откачиваемом участке перестает уменьшаться, процесс откачки прекращают, для чего выключают эжектор, закрыв байпасные краны обоих байпасных узлов и запорные краны на входе в эжектор [патент Российской Федерации № 2601912, МПК F04F 5/22, F17D 1/07, опубл. 10.11.2016].
Основным недостатком прототипа является его низкая эффективность, поскольку давление за байпасным краном байпасного узла первого газопровода равно давлению перед байпасным краном байпасного узла второго газопровода и без специального оборудования по увеличению давления перед байпасным краном байпасного узла второго газопровода (что иногда представляется невозможным) эжектор работать не будет. Также к недостатку прототипа относится необходимость проведения монтажа эжектора на байпасной обвязке линейного крана откачиваемого участка, находящегося на трассе магистрального газопровода вдали от производственных объектов и компрессорных станций, время доступа к которому значительно, а условия доступа требуют привлечения специальной техники. Помимо этого, в прототипе используется разветвленная обвязка эжектора со значительным количеством запорных кранов, что требует необходимость прокладки протяженных трубопроводов обвязки эжектора.
Технической проблемой заявляемого технического решения является создание способа откачки газа из отключенного участка коридора магистральных газопроводов, обеспечивающего повышение эффективности откачки по сравнению с прототипом.
Технический результат заключается в повышении эффективности откачки газа из отключенного участка коридора магистральных газопроводов.
Технический результат в способе откачки газа из отключенного участка коридора магистральных газопроводов, включающем перекрытие участка газопровода, из которых будет откачиваться газ посредством линейных кранов, откачку газа производят с помощью эжектора, достигается тем, что после перекрытия участка газопровода на узле подключения компрессорной станции осуществляют монтаж первого дополнительного трубопровода, содержащего два крана, между которыми устанавливают эжектор, один конец первого дополнительного трубопровода соединяют со входным шлейфом компрессорной станции, а второй конец первого дополнительного трубопровода соединяют с выходным шлейфом компрессорной станции, ко входу эжектора подсоединяют один конец второго дополнительного трубопровода, второй конец этого трубопровода соединяют с перемычкой, расположенной между входным и выходными шлейфами компрессорной станции, далее открывают краны, расположенные на перемычках по всасыванию и нагнетанию компрессорной станции, закрывают краны на входном и выходном шлейфах компрессорной станции, затем откачку газа производят с помощью эжектора, для этого на первом дополнительном трубопроводе открывают оба крана для истечения газа из выходного шлейфа компрессорной станции во входной шлейф компрессорной станции, после чего последовательно открывают краны на перемычке и на втором дополнительном трубопроводе для откачки газа во входной шлейф компрессорной станции.
Изобретение иллюстрируется схемой, представленной на чертеже.
Транспорт газа по магистральным газопроводам производится в пределах коридора магистральных газопроводов (далее - МГ).
На фиг. 1 коридор представлен двумя МГ.
В состав первого газопровода входят участки 6, 9, 10, 11, 12, 13, 18, 19, 20, 21, 22, 24, 28, 29, 30, 31, линейные краны 1, 2, 3, 4, 5, 20, 14, 15, 16, 17, 23, 23’, 24, 25, 26, 27 и т.д.
В состав второго газопровода входят участки 43, 44, 45, 46, 47, 48, 57, 58, 107, 108, 109, 110, линейные краны 38, 39, 40, 41, 42, 59, 103, 104, 105, 106 и т.д.
Протяженность участков 6, 9, 10, 11, 12, 19, 20, 21, 22, 29, 30, 31 первого газопровода и 43, 44, 45, 46, 47, 108, 109, 110 второго газопровода составляет 30 км каждый.
К первому газопроводу через 120 км или каждые четыре участка протяженностью 30 км подключены компрессорные станции (далее - КС) повышения давления 111 и 113.
Протяженность участков 13, 18 непосредственно примыкающих к КС 111 и 24, 28 непосредственно примыкающих к КС 113 составляет 1,5 - 2 км каждый.
Аналогично ко второму газопроводу через 120 км или каждые четыре участка протяженностью 30 км подключены КС повышения давления 112 и 114.
Протяженность каждого из участков 48, 57 непосредственно примыкающих к КС 112 и участка 107 непосредственно примыкающего к КС 114 составляет 1,5 - 2 км.
КС 111 и 113 подключены к МГ через входные краны 7, 74 и выходные краны 8, 79 и т.д.
КС 112 и 114 подключены к МГ через входные краны 56, 87 и выходные краны 60, 93 и т.д.
Транспортируемый газ движется по первому МГ через краны 1, 2, 3, 4, 5 и через кран 7 поступает на КС 111, где его давление повышается и далее, через кран 8 поступает в газопровод для транспортировки следующие 120 км через краны 14, 15, 16, 17, 23. Далее газ поступает на вход следующей КС 113 через кран 74. После повышения давления на КС 113, газ, через выходной кран 79, поступает в газопровод для транспортировки следующие 120 км через краны 24, 25, 26, 27 и т.д. до следующей КС (на фиг. не показана).
Стандартное давление газа на входе в КС составляет 5,4 МПа, на выходе 7,5 МПа.
Транспортировка природного газа по второму МГ осуществляется аналогичным образом. Газ движется по МГ через краны 38, 39, 40, 41, 42 и через кран 56 поступает на КС 112, где его давление повышается и далее, через кран 60 поступает в МГ для транспортировки следующие 120 км через краны (краны на фиг. не показаны). Пройдя указанные 120 км, газ поступает на вход следующей КС 114 через кран 87. После повышения давления на КС 114, газ, через выходной кран 93, поступает в МГ для транспортировки следующие 120 км через краны 103, 104, 105, 106 до следующей КС (на фиг. не показана) и т.д.
Кран 20 обеспечивает транспортировку газа по газопроводу в случае выхода из строя КС 111. В этом случае закрываются краны 7 и 8 и открывается кран 20. Газ транспортируется по МГ, минуя КС 111.
Кран 23’ предназначен для транспортировки газа в случае выхода из строя КС 113. В этом случае закрываются краны 74 и 79 и открывается кран 23’, обеспечивая прохождение газа по МГ, минуя КС 113.
Совершенно аналогично кран 59 предназначен для обеспечения транспортировки газа в случае выхода из строя КС 112. В этом случае закрываются краны 56 и 60 и открывается кран 59, обеспечивая прохождение газа по МГ, минуя КС 112.
Кран 90 предназначен для транспортировки газа в случае выхода из строя КС 114. В этом случае закрываются краны 87 и 93 и открывается кран 90, обеспечивая прохождение газа по МГ, минуя КС 114 и т.д.
Краны 49, 54, 54’ предназначены для опорожнения (при закрытых кранах 7 и 8) КС 111 путем стравливания природного газа в атмосферу и называются свечными.
Аналогично краны 66, 68, 71 предназначены для опорожнения (при закрытых кранах 56 и 60) КС 112 путем стравливания природного газа в атмосферу и также называются свечными.
Назначение линейных запорных кранов 1, 2, 3, 4, 5 и т.д. заключается в возможности разделения первого МГ на отдельные условные участки с целью локализации места проведения ремонта.
Аналогично назначение линейных запорных кранов 38, 39, 40 41, 42 и т.д. заключается в возможности разделения второго МГ на отдельные условные участки с целью локализации места проведения ремонта.
Краны 65 и 73 установлены на участках трубопроводов, соединяющих КС 111 и 112, называемых перемычками по всасыванию и нагнетанию соответственно. Указанные перемычки предназначены для транспортировки газа по МГ на участке между кранами 5 и 14 в случае, когда газоперекачивающие агрегаты КС 111 находятся в ремонте. В этом случае транспортировка газа осуществляется КС 112 по следующей схеме: газ из газопровода поступает через кран 7 на КС 111, далее через кран 65 поступает на КС 112. После повышения давления, газ через кран 65 возвращается на КС 111, из которой через кран 8 поступает в МГ для дальнейшей транспортировки через краны 14, 15 и т.д.
Указанные перемычки используются также для транспортировки газа по МГ на участке между кранами 42, 59 в случае выхода из строя газоперекачивающих агрегатов на КС 112. В этом случае транспортировка газа осуществляется КС 111 по следующей схеме: газ из МГ поступает через кран 56 на КС 112, далее через кран 65 поступает на КС 111. После повышения давления, газ через кран 73 возвращается на КС 112 из которой, через кран 60, поступает в МГ для дальнейшей транспортировки в направлении крана 90.
Аналогичные перемычки соединяют КС 113 и 114, на которых установлены краны 94 и 102, которые также предназначены для транспортировки газа на участках газопроводов между кранами 23 и 24 (участку перед краном 103) первого и второго МГ в случае ремонта газоперекачивающих агрегатов КС 113 (114).
Периодически, вследствие естественных процессов деградации, в стенках МГ возникают дефекты (коррозионные или иные), требующие проведения ремонта, в том числе с локальной заменой участка трубопровода.
Предположим, на участке МГ 12 между кранами 4 и 5 выявлен дефект.
Существующей технологией работ предусмотрено, что перед проведением ремонта, закрывают краны 4 и 5, локализуя дефектный участок и газ, запертый между указанными кранами, стравливается в атмосферу через специальные свечные краны малого диаметра (на фиг. не показаны), расположенные непосредственно рядом с кранами 4 и 5.
Рассмотрим осуществление предлагаемого способа откачки из отключенного участка коридора МГ.
При необходимости проведения ремонта МГ между кранами 4 и 5, указанные краны закрываются и остается закрытым кран 20.
На узле подключения КС 111 монтируется трубопровод с кранами 52 и 55, соединяющий выходной шлейф с краном 8 и входной шлейф с краном 7. Между кранами 52 и 55 устанавливается эжектор 53, ко входу в который подключается дополнительно смонтированный трубопровод с краном 50.
При работающей КС 111, открываются краны 65 и 73 и закрываются краны 7 и 8. На КС 111 начинает поступать газ из КС 112 (с давлением 5,4 МПа) через кран 56, кран 65, и, после повышения давления (до 7,5 МПа), газ поступает через кран 73 и 60 в МГ для дальнейшей транспортировки. Таким образом, после крана 65, а соответственно перед краном 7 давление составляет 5,4 МПа, а перед и после крана 73, а соответственно перед краном 8 давление составляет 7,5 МПа.
Открыв краны 55 и 52 организовывается истечение газа из выходного шлейфа КС с давлением 7,5 МПа (участок газопровода с краном 8) во входной шлейф КС 111, где давление составляет 5,4 МПа (участок газопровода с краном 7).
Этот газ называется активным. Открыв последовательно краны 34 и 50, газ, запертый между краном 4 и входом в эжектор, откачивается во входной шлейф КС 111.
При достижении минимального остаточного давления, кран 5 закрывается и остаточный объем газа между кранами 4 и 5 стравливается в атмосферу. В дальнейшем производится ремонт газопровода.
В случае необходимости ремонта участка 11 между кранами 3 и 4, откачка газа производится в такой же последовательности. При этом откачивается участок газопровода до крана 3 протяженностью вдвое большей, то есть 60 км. Время на откачку соответственно увеличивается.
При необходимости ремонта участка газопровода между кранами 14 и 15 алгоритм работы аналогичный за исключением того, что вместо кранов 34 и 50, открываются краны 35 и 50 и газ между краном 15 и входом в эжектор откачивается во входной шлейф КС 111.
Совершенно аналогично в такой же последовательности работает КС 113 при откачке газа из участков газопроводов между кранами 16 и 23 и кранами 24 и 26.
По аналогичной схеме, КС 112 откачивает газ из участков между кранами 40 и 42 и аналогичным участком за КС 113, а КС 114 откачивает газ из участков до крана 90 и после крана 90 между кранами 103 и 105.
В итоге, устанавливая эжектор между входными и выходными шлейфами всех КС МГ обеспечивается откачка газа из двух участков МГ до рассматриваемой КС и двух участков МГ после рассматриваемой КС. Устанавливая эжектор на каждой КС МГ, обеспечивается возможность откачки газа из всех его участков.
Заявляемое техническое решение позволяет обеспечить откачку газа из отключенного участка коридора МГ до остаточного давления ниже 0,1 МПа.
Таким образом, техническая проблема решена и технический результат достигнут.
Значительным дополнительным преимуществом заявляемого способа является то, что благодаря его использованию сокращаются большие объемы стравливания природного газа (метана) в атмосферу.