СПОСОБ ВРЕМЕННОГО ПЕРЕКРЫТИЯ ГАЗОПРОВОДА Российский патент 2018 года по МПК F16L55/11 

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта и предназначено для временного перекрытия сечения трубопровода с целью проведения ремонтных работ.

Капитальный ремонт линейной части газопровода производится с использованием огневых работ. При проведении работ на действующем трубопроводе возникает необходимость временной локализации участка трубопровода для предотвращения попадания газов или жидкостей в зону ведения огневых работ. Данную операцию проводят с установкой во внутреннюю полость трубы временных герметизирующих устройств.

Для газопроводов диаметром 200 мм и менее в основном используют глиняные пробки (СТО Газпром 14-2005 Типовая инструкция по безопасному проведению огневых работ). Такие пробки устанавливают в полость газопровода вручную, при этом требуется смачивание водой внутренних стенок газопровода для лучшей адгезии.

Недостатком глиняных пробок является трудоемкость их установки, ненадежность обеспечения герметичности перекрытия при относительно высоких избыточных давлениях (более 0,1 МПа). По окончании ремонтных работ глиняную пробку разрушают механическим путем через технологические отверстия. При этом внутри трубы остаются абразивные частицы, которые потоком газа переносятся по трубопроводу и в случае попадания в механизмы газораспределительных станций приводят к поломке оборудования.

Известен способ временного перекрытия путем впрыскивания затвердевающей смеси водного раствора карбамида и дизельной фракции, содержащей н-парафины. Образующийся тампон разрушается нагреванием или размыванием водной струей (авт.св. СССР 1219632, С09K 3/10, F16L 55/103, опубл. 23.03.1986).

Недостатком данного способа является использование в качестве растворителя полимерного материала воды, которая может вызвать коррозию газопровода.

Известен также способ герметизации трубопровода, который включает подачу в поток перекачиваемой среды закупоривающего полимерного материала, состоящего из смеси изотактического полиметилметакрилата и синдиотактического полиметилметакрилата или атактического полиметилметакрилата в полярных растворителях (патент RU 2076262, F16L 55/162, опубл. 27.03.1997).

При использовании данного способа повышается надежность герметизации, сокращается время простоя трубопровода, уменьшается загрязнение окружающей среды, упрощается способ герметизации. Однако авторами не описан способ удаления тампона-герметизатора.

Наиболее близким техническим решением является способ временного перекрытия трубопровода путем закачки в него отверждающейся композиции, например пенополиуретана, до образования герметизирующего тампона, перекрывающего сечение трубопровода (патент DE 3717785, МПК А62С 2/04; F16L 55/10; F16L 55/105; F17D 3/00, опубл. 8.12.1988).

Недостаток известного способа заключается в том, что удаление герметизирующего тампона осуществляют пиролизом, то есть при температурах 500-600°C, что неприемлемо для газопроводов ввиду взрыво- и пожароопасности.

Технической задачей изобретения является разработка способа временного перекрытия газопровода, который обеспечит надежное перекрытие газопровода и безопасное удаление герметизирующей пробки после завершения ремонтно-восстановительных работ.

Решение технической задачи достигается способом временного перекрытия газопровода путем закачки в него отверждающейся пенополиуретановой композиции, содержащей дисперсное вещество для разрушения пенополиуретановой пробки в количестве 20-50 мас. %, причем в качестве дисперсного вещества используют порообразователь-порофор с высоким газовым числом, разлагающийся при температуре 140-200°C.

Техническим результатом изобретения является обеспечение надежного перекрытия газопровода и безопасное удаление герметизирующей пробки после завершения ремонтно-восстановительных работ.

Сущность изобретения заключается в следующем.

В предлагаемом способе пенополиуретановая композиция в качестве дисперсного вещества содержит порообразователь-порофор с высоким газовым числом, разлагающийся при температуре 140-200°C (например, азодикарбонамид). Указанный порообразователь-порофор при повышении температуры начинает разлагаться с выделением тепла и большого количества газообразных продуктов, что приводит к быстрому разрушению пенополиуретановой герметизирующей пробки. При этом количество продуктов разложения, остающихся в трубопроводе после удаления пенополиуретановой герметизирующей пробки, минимальное и не оказывает влияния на работу газопровода. Нижний предел температуры разложения используемого порообразователя-порофора не должен быть меньше 140°C, так как отверждение пенополиуретановой композиции происходит с выделением тепла и возможно преждевременное разложение порообразователя-порофора. Верхний предел температуры разложения используемого порообразователя-порофора не должен превышать 200°C, так как нагревание действующего газопровода свыше этой температуры недопустимо. Порообразователь-порофор добавляют в количестве 20-50 мас. % от массы пенополиуретановой композиции. При более низком содержании порообразователя-порофора разрушение пенополиуретановой герметизирующей пробки займет длительное время, а при содержании порообразователя-порофора выше 50 мас. % пенополиуретановая герметизирующая пробка не будет выдерживать давление 1 атм из-за низкой адгезии пенополиуретановой композиции к стенкам газопровода.

Изобретение иллюстрируется следующими чертежами:

На фиг. 1 показана закачка пенополиуретановой композиции.

На фиг. 2 изображена отвердившаяся пенополиуретановая герметизирующая пробка.

Способ осуществляют следующим образом.

Перед началом ремонтных работ давление газа на участке трубы 1, подлежащем ремонту, снижают до 50 мм вод.ст., выполняют технологическое отверстие 2 в соответствии с СТО Газпром 14-2005, через которое в полость газопровода закачивают пенополиуретановую композицию.

Пенополиуретановую композицию готовят непосредственно перед закачкой в газопровод. Количество композиции зависит от диаметра трубы и подбирается с учетом того, чтобы после вспенивания сечение трубы было полностью перекрыто. В течение 1-2 минут после закачки происходит вспенивание композиции, которая полностью отверждается через 5-6 минут с образованием пенополиуретановой герметизирующей пробки 3 (фиг. 2). После завершения ремонтных работ технологическое отверстие заваривают. На участок трубы с пробкой устанавливают кольцевой нагреватель 4 и прогревают участок при температуре 200°C в течение одного часа. За это время пенополиуретановая герметизирующая пробка разрушается, освобождая внутреннюю полость газопровода. Оставшиеся продукты разложения, представляющие собой рассыпающуюся сухую массу, уносятся потоком газа и улавливаются фильтрами на газораспределительных станциях.

Перед закачкой пенополиуретановой композиции для увеличения адгезии внутреннюю полость трубы зачищают искробезопасным абразивным материалом от ржавчины и налета и протирают ветошью смоченной в растворителе.

Примеры осуществления способа.

Во всех примерах для проведения испытаний использовали металлическую трубу с внутренним диаметром 203 мм и длиной 1500 мм. Один конец трубы был оборудован устройством для подачи сжатого воздуха и манометром, в трубе выполнено овальное технологическое отверстие размером 100×150 мм.

Пример 1.

В емкость с мешалкой загружают 350 г полиизоцианата, добавляют 140 г азодикарбонамида (20 мас. % от полимерной основы), перемешивают и приливают 350 г гидроксилсодержащего компонента, используемого для получения жестких пенополиуретанов. Композицию перемешивают в течение не более 40 с и через технологическое отверстие заливают в трубу. Через 30-40 минут после отверждения пенополиуретановой герметизирующей пробки проводили испытания на герметичность.

Примеры 2, 3 аналогичны примеру 1, но содержание азодикарбонамида составило 35 мас. % и 50 мас. % от полимерной основы соответственно.

Испытания на герметичность проводили следующим образом. В трубу подавали сжатый воздух, создавая избыточное давление на пробку, равное 1 атм, и через определенные промежутки времени фиксировали показания манометра. Во всех примерах давление сохранялось в течение не менее пяти суток, что подтверждает надежность и качественное перекрытие трубы предлагаемым способом.

По окончании испытаний на герметичность проводили испытания по удалению пенополиуретановой герметизирующей пробки из трубы. Для этого на участок трубы, где расположена пробка, устанавливали кольцевой нагреватель и прогревали при температуре 200°C в течение часа. Визуально наблюдали разрушение пенополиуретановой герметизирующей пробки с образованием продуктов разложения в виде рассыпающейся сухой массы, которую можно окончательно удалить потоком газа.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает надежную герметизацию газопровода, а пенополиуретановая герметизирующая пробка легко удаляется по окончании ремонтно-восстановительных работ без засорения газораспределительных механизмов.

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта и предназначено для временного перекрытия сечения трубопровода, в частности, при проведении ремонтных работ. Способ временного перекрытия газопровода осуществляют путем закачки в него отверждающейся пенополиуретановой композиции, содержащей дисперсное вещество в количестве 20-50 мас. % от массы пенополиуретановой композиции. В качестве дисперсного вещества используют порообразователь-порофор с высоким газовым числом, разлагающийся при температуре 140-200°C. Предлагаемый способ обеспечивает надежную герметизацию газопровода, а пенополиуретановая герметизирующая пробка легко удаляется по окончании ремонтно-восстановительных работ без засорения газораспределительных механизмов. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ временного перекрытия газопровода, включающий закачку в него отверждающейся пенополиуретановой композиции, содержащей дисперсное вещество для разрушения пенополиуретановой герметизирующей пробки, в количестве 20-50 мас. % от массы пенополиуретановой композиции, отличающийся тем, что в качестве дисперсного вещества используют порообразователь-порофор с высоким газовым числом, разлагающийся при температуре 140-200°C.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве порообразователя-порофора используют азодикарбонамид.