СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ ВРЕМЕННЫХ ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ В МНОГОНИТОЧНОМ ИСПОЛНЕНИИ
METHOD FOR DISPLACEMENT OF TEMPORARY SEALING DEVICES DURING OPERATION OF MAIN GAS PIPELINES IN MULTI-THREAD DESIGN

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта и может найти применение при выполнении капитального ремонта участков газопровода с целью очистки внутренней полости трубопровода от временных герметизирующих устройств.
По результатам проведенных внутритрубных диагностик выявляются опасные (критические), потенциально опасные (докритические) дефекты, дефекты глубокие с потерей метала, участки с дефектами геометрии, а также дефекты сварных соединений. Данные мероприятия требуют выполнения капитального ремонта трубопроводов.
Проведение капитального ремонта участков газопровода нитки межпромыслового коллектора (далее - МПК) предусматривает замену дефектных участков газопровода. Комплекс работ по замене дефектных участков газопровода осуществляется в несколько этапов: остановка газопровода, опорожнение газопровода, вскрытие трубопровода, демонтаж участка, подготовительные работы по замене и, непосредственно, замена участка новой трубой, с последующим запуском газопровода в эксплуатацию. На этапе подготовительных работ, в соответствии с требованием п. 5.4.1 СТО Газпром 14-2005 перед выполнением сварочно-монтажных работ (далее - СМР) предусматривается установка временных герметизирующих устройств (далее - ВГУ) [СТО Газпром 14-2005 «Типовая инструкция по безопасному проведению огневых работ на газовых объектах ОАО «Газпром», М.:, 2005]. После проведения СМР, оставшиеся в трубопроводе ВГУ извлекаются через специально вырезанные в трубопроводе технологические отверстия, с последующей их герметизацией (заваркой) и проведением работ по контролю сварных соединений.
Недостатком известного способа является то, что значительно снижаются прочностные качества трубопроводов и требуются дополнительные материальные и временные ресурсы.
Распространенным в практике является метод извлечения оставшихся в трубопроводе ВГУ путем продувки и извлечения через свечной кран, до полного вытеснения ВГУ. Недостатком такого распространенного метода является то, что этапы продувки до полного вытеснения ВГУ могут неоднократно повторяться, и зависят от протяженности газопроводов, что влечет за собой увеличение времени вытеснения, и, как следствие, существенные потери добытого газа. При этом существует вероятность того, что ВГУ останутся в полости газопровода вследствие уменьшения их объема и прижатия давлением газа к стенкам трубопровода, а при запуске газопровода в работу, вместе с потоком газа будут транспортированы до газокомпрессорной станции (далее - ГКС), что может привести к негативным технологическим последствиям.
Известен, наиболее близкий к заявляемому изобретению, способ ремонта трубопровода на участке между двумя насосными станциями, при котором используют, по меньшей мере, одно перекрывающее трубопровод герметизирующее устройство, удаляют поврежденный отрезок трубопровода и устанавливают новый отрезок трубопровода на место удаленного отрезка трубопровода, возобновляют поток перекачиваемой среды и продвигают герметизирующее устройство под давлением перекачиваемой среды до следующей насосной станции с его последующим извлечением через камеру ввода средств очистки и диагностики этой насосной станции [RU 2330210, опубл. 27.07.2008].
Недостатком известного способа является отсутствие процедуры контрольного сбора ВГУ. Данная процедура существенно нивелирует опасность застревания ВГУ в полости трубопровода, что фактически приводит к возникновению аварийной ситуации. Также недостатком известного способа является ограниченная область его применения, а именно известный способ может быть использован только при эксплуатации нефтепроводов.
Технической проблемой, на решение которой направлен предлагаемый способ является разработка способа очистки внутренней полости трубопровода от ВГУ обеспечивающего снижение количества газоопасных работ, исключение попадания герметизирующих устройств на ГКС, минимизация потерь природного газа и соответственно, уменьшение суммы экологических платежей. Также уменьшается количество нарушений целостности трубопровода, вследствие отказа от процедуры, описанной в СТО Газпром 14-2005, а именно вырезание технологических отверстий (люков) в трубопроводе, для извлечения ВГУ.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение является повышение надежности очистки внутренней полости трубопровода от ВГУ и расширение области использования.
Указанный технический результат достигается способом вытеснения временных герметизирующих устройств при эксплуатации магистральных газопроводов в многониточном исполнении, который включает продувку и заполнение трубопровода до рабочего давления после проведения капитального ремонта трубопровода, пуск в работу очищаемого участка через камеру приема очистного устройства с возобновлением потока рабочей среды до рабочего давления, продвижение временных герметизирующих устройств под давлением рабочей среды до камеры приема очистного устройства, далее осуществляют контроль качества очистки трубопровода путем пропуска по всей длине очищаемого участка поршня через камеру запуска очистного устройства.
Существует вариант, в котором контрольный пропуск поршня осуществляют от одного до двух раз.
Возможен вариант, в котором проводят промежуточную очистку камеры приема очистного устройства.
Таким образом, за счет указанной совокупности существенных признаков изобретения значительно повысилась надежность очистки трубопровода, так как удается обеспечить полную очистку внутренней полости трубопровода в рабочем режиме, а также позволяет расширить область применения.
Сущность заявляемого способа поясняется нижеследующими фигурой и описанием.
На фиг. схематично представлен участок трубопровода, подлежащий очистке от ВГУ.
На фиг. позициями обозначены следующие элементы:
1 - камера запуска очистного устройства (далее - КЗОУ);
2 - байпасные (обводные краны) 1-й нитки МПК (УКПГ-6);
3 - свечной кран 1-й нитки МПК (УКПГ-6);
4 -линейный кран 1-й нитки МПК (УКПГ-6);
5 - участки газопровода после капитального ремонта;
6 - байпасные (обводные краны) 1-й нитки МПК (УКПГ-4);
7 - свечной кран 1-й нитки МПК (УКПГ-4);
8 - линейный кран 1-й нитки МПК (УКПГ-4);
9 - кран обводной линии узла приема очистного устройства (далее -УШУ);
10 - камера приема очистного устройства (далее - КПОУ);
11 - обводная линия УПОУ;
12 - 1-я нитка МПК;
13 - отсечной кран КПОУ.
После проведения СМР, кратковременной продувки (контроль содержания в трубопроводе кислорода и метана), с возможным извлечением ВГУ на свечной кран и заполнения отремонтированных участков трубопровода, производят запуск трубопровода в работу через КПОУ 10, при этом сама КПОУ 10 становится «ловушкой» для ВГУ. Необходимым условием, для выполнения этой операции, является перевод работы УКПГ (в данном случае УКПГ-13) только по участку газопровода, где производятся работы по сбору ВГУ (в данном случае 1-я нитка МПК 12. Таким образом, УКПГ является движителем процесса сбора ВГУ и одновременно участвует в добыче газа.
Зная скорость потока газа при нормальной эксплуатации газопровода, определяют время, необходимое для перемещения конкретных ВГУ в КПОУ 10 рабочим потоком транспортируемого газа. Во избежание переполнения самой КПОУ 10, по мере поступления ВГУ, применяют процедуру промежуточной очистки КПОУ 10 путем временного перевода УКПГ-13 в другую нитку, останавливают поток рабочей среды по нитке, где проводятся работы по вытеснению ВГУ, закрывают отсечной кран КПОУ 13, открывают КПОУ 10 и извлекают уловленные ВГУ. Для дальнейшего улавливания ВГУ переключение происходит строго в обратном порядке: закрытие КПОУ 10, открытие отсечного крана КПОУ 13 и перевод УКПГ-13 в нитку, где проводятся работы. Процедуру повторяют в зависимости от количества ВГУ, находящихся в полости газопровода.
Существует вероятность того, что не все ВГУ будут транспортированы до КПОУ 10 из-за залегания ВГУ, при ограниченном расходе природного газа и скорости движения продукта. Для этого предусмотрена контрольная процедура - очистка всего участка трубопровода методом пропуска очистного поршня, со сбором всех ВГУ в КПОУ 10, с беспрерывным транспортом природного газа по газопроводу на замерные узлы газотранспортных организаций. В данном случае нитка полностью готова к проведению данной процедуры и не требует дополнительных переключений по сбору нитки в работу. Это позволяет снизить количество газоопасных работ, исключить попадание ВГУ на ГКС, минимизировать потери природного газа и соответственно, уменьшить сумму экологических платежей. Также уменьшается количество нарушений целостности трубопровода, вследствие отказа от процедуры, описанной в СТО Газпром 14-2005 - вырезание технологических отверстий (люков) в трубопроводе, для извлечения ВГУ.
Способ вытеснения временных герметизирующих устройств при эксплуатации магистральных газопроводов в многониточном исполнении предусматривает следующие этапы проведения работ.
Этап №1. Продувка и заполнение газопровода до рабочего давления и пуск в работу участка от УКПГ-4 до УКПГ-6.
Продувкой газопровода называется процедура вытеснения газовоздушной смеси из полости газопровода.
Перед началом процедуры продувки и заполнения газопровода производят проверку положения запорно-регулирующей арматуры (шаровых кранов) на участке производства работ, позволяющего осуществить процедуру продувки и заполнения - на 1-й нитке МПК 12.
Продувку газопровода осуществляют при открытых байпасном (обводном) 2 и свечном кранах 3 на крановом узле 1-й нитки МПК (УКПГ-6), для вытеснения газовоздушной смеси в атмосферу.
Следующим действием является открытие байпасных (обводных) кранов 6 на крановом узле 1-й нитки МПК (УКПГ-4), и началом непосредственно самой продувки газопровода на свечной кран 1-й нитки МПК 3 (УКПГ-6).
Для контроля процедуры продувки методом замера содержания кислорода в газовоздушной смеси, на свечной линии кранового узла 1-й нитки МПК 3 (УКПГ-6) производят измерение поверенным газоанализатором, с постоянным контролем.
2
При достижении выхода из свечного крана 1-й нитки МПК 3 (УКПГ-6) необходимой концентрации газовоздушной смеси и началом эмиссии в атмосферу транспортируемого природного газа производят закрытие свечного крана 1-й нитки МПК 3 (УКПГ-6). Далее, на участке 1-й нитки МПК 12 УКПГ-4 - УКПГ-6 осуществляют набор давления до 20 кгс/см, через байпасный (обводной) кран 1-й нитки МПК 6 (УКПГ-4). По достижении необходимого давления производят закрытие байпасного (обводного) крана на крановом узле 1-й нитки МПК 6 (УКПГ-4).
2
Дальнейшие действия требуют визуального и приборного осмотра участка газопровода 1-й нитки МПК 12 УКПГ-4 - УКПГ-6, на предмет утечек (на вновь смонтированных в процессе капитального ремонта участках 5. При отсутствии обнаружения утечек производят дальнейший набор давления до рабочего (50 кгс/см), через байпасный (обводной) кран 1-й нитки МПК 6 (УКПГ-4). По достижении рабочего давления на 1-й нитке МПК 12 участке УКПГ-4 -УКПГ-6, участок отсекается, путем закрытия байпасного (обводного) крана 1-й нитки МПК 6 (УКПГ-4).
Далее, согласно нормативной документации требуется опробование участка газопровода после проведенного капитального ремонта в течение 72 часов на герметичность.
По окончанию проверки на герметичность и достижении требуемого результата, производят открытие линейного крана на 1-й нитке МК 8 (УКПГ-4), открытие отсечного крана КПОУ 13, закрытие крана 9 на обводной линии 11 КПОУ 10 и 1-я нитка МПК 12 работает в режиме сбора ВГУ на КПОУ 10.
Этап №2. Осуществление процедуры контрольного сбора ВГУ.
По истечении определенного времени, достаточного для перемещения всех ВГУ в КПОУ 10 и очистки КПОУ 10 от уловленных ВГУ, при необходимости, осуществляется процедура контрольного сбора ВГУ методом пропуска очистного поршня. Для этого осуществляют перевод работы УКПГ-13 на 1-ю нитку МПК 12 через КЗОУ 1, при этом кран 9 на обводной линии УПОУ 11 должен находиться в положении «закрыт». Перевод осуществляют методом переключения запорно-регулирующей арматуры на МПК.
Производят помещение очистного устройства (очистного поршня) в КЗОУ 1 1-й нитки МПК 12.
Далее производят запуск очистного устройства по 1-й нитке МПК 12 для сбора ВГУ. В процессе прохождения очистного поршня и сбора ВГУ, осуществляют перечень регламентированных мероприятий: сопровождение и дежурство персонала на крановых узлах при прохождении очистного устройства.
При поступлении сигнала о прибытии очистного поршня в КПОУ 10, производят открытие, очистку КПОУ 10 от ВГУ, а также процедуру извлечения очистного поршня. При необходимости процедуру очистки повторяют.
При получении удовлетворительных результатов производят запуск 1-й нитки МПК 12 в работу по сбору и транспорту природного газа в Единую систему газоснабжения.
Таким образом, при производстве сварочно-монтажных работ на 4-х ремонтных участках одного трубопровода, общей протяженностью от камеры запуска до камеры приема очистного устройства - более 100 км, после установки в общей сложности восьми ВГУ, в результате удается осуществить извлечение всех 100% установленных ВГУ, при этом не меняя основные рабочие параметры транспортирования добытого сырья.
В период с 2017 по 2019 года произведен капитальный ремонт хозяйственным и подрядным способом 1-й нитки Межпромыслового коллектора Уренгойского НГКМ, общей протяженностью 125,98 км. Протяженность заменяемых участков составила 1508,5 метров (13 участков) и установлено 210 временных герметизирующих устройств.
Преимущества от использования предлагаемого изобретения:
- исключение непредвиденных потерь природного газа, в случае возникновения перепада на входе компрессорной станции (далее - КС) и их внеплановому перезапуску, при попадании ВГУ на защитные решетки ГПА. Исключение аварийных остановов агрегатов КС;
- сокращение временного промежутка запуска технологической нитки в работу;
- непосредственный сбор всех ВГУ на площадке КПОУ, для дальнейшей утилизации. Как следствие снижение негативного воздействия на окружающую среду.