王喜娟 ，韓東興 ，陳軍斌 ，李浩玉 ，周玉榮

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林 719000）

氣田含凝析油管線冷凍封堵技術研發(fā)及應用

王喜娟1，2，韓東興1，2，陳軍斌1，李浩玉2，周玉榮2

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林 719000）

在氣田含凝析油管線動火中常采用氮氣置換動火技術，其操作規(guī)程標準、指標控制嚴格、安全等級極高，但在含凝析油較多的管線動火作業(yè)中仍存在不足：因內部含有的無法置換干凈的凝析油因揮發(fā)導致置換作業(yè)周期延長、成本增加。為避免此現(xiàn)象發(fā)生，特將研發(fā)出的"承壓范圍≤2.2 MPa、承壓時間≥5 h、加熱后易破碎和溶解、殘渣能在分離裝置內分離、不影響管道正常運行"冷凍封堵技術與氮氣置換動火技術有效結合，經(jīng)多次現(xiàn)場應用后效果極佳，在進一步保障動火安全的同時有效縮短置換動火作業(yè)周期、降低置換動火作業(yè)成本，同時該技術已通過安全資質部門的安全評價。

含凝析油管線；氮氣置換動火；冷凍封堵技術；安全評價

氣田含凝析油管線動火中常采用氮氣置換動火技術，其操作規(guī)程標準、指標控制嚴格、安全等級極高，但在含凝析油較多的管線動火作業(yè)中仍存在不足：因內部含有的無法置換干凈的凝析油因揮發(fā)導致置換作業(yè)周期延長、成本增加。為避免此現(xiàn)象發(fā)生，本文在系統(tǒng)調研現(xiàn)有管道封堵技術的優(yōu)缺點后，特選擇將研發(fā)出的“承壓范圍≤2.2 MPa、承壓時間≥5 h、加熱后易破碎和溶解、殘渣能在分離裝置內分離、不影響管道正常運行”冷凍封堵技術與氮氣置換動火技術在現(xiàn)場結合應用，在保障動火安全的同時有效縮短置換動火作業(yè)周期、降低置換動火作業(yè)成本。

1 管線封堵技術現(xiàn)狀

管線封堵是當動火點遠離閥門時為有效減少油氣泄漏、確保動火環(huán)境安全而采用的管線內局部封堵的技術。該技術可截斷管線內的油氣流，把帶油動火變成無油動火，常用于站場改線、管線交錯走向不明等情況。管線封堵技術根據(jù)封堵的不同標準進行分類：一是按物理機械手段分為懸掛式封堵、桶式封堵、折疊式封堵等技術；二是按管線內介質是否流動分為停輸封堵和不停輸封堵等技術；三是按照封堵形態(tài)分為囊式封堵、盤式封堵、筒式封堵、黃油墻封堵和冷凍封堵等技術。上述五種管線封堵技術各存在優(yōu)缺點（見表1）。

表1 管線封堵技術對比分析統(tǒng)計表

從表1看出：盤式封堵和筒式封堵動火技術屬于不停輸封堵動火技術較完善、但適用DN≥300 mm管線、且費用較高；囊式封堵和黃油墻封堵動火技術屬于停輸封堵動火技術，操作便捷、適用各種管徑管線、但管線內最高承壓≤0.5 MPa；冷凍封堵動火技術不必開孔、封堵快、費用經(jīng)濟、承壓較高、但僅適用于內部介質為液態(tài)的石油業(yè)管線。從適用范圍、操作快捷、承壓等級、費用支出等綜合方面分析此五項技術中冷凍封堵動火技術最優(yōu)，但急需選擇適用于氣田含凝析油管線動火的冷凍封技術。

2 冷凍封堵技術研發(fā)

2.1 研制封堵劑

通過了解滑石粉和膩子膏封堵、凝膠封堵、固水乳化劑封堵等化學試劑性質和大量室內試驗，最終選取滑石粉、乳膠粉、水、有機酚醛等材料，成功研制出“承壓范圍≤2.5MPa，承壓時間≥5h，加熱后易破碎和溶解，殘渣能在分離裝置分離，不影響管道正常運行”的封堵劑，其費用經(jīng)濟，便于推廣應用。

2.2 確定冷凍封堵工藝

氣田含凝析油管線冷凍封堵工藝采用包裹低溫介質封堵工藝，即：在保溫夾套與管線間裹上低溫介質（如干冰）來實現(xiàn)封堵劑冷凍封堵，原理（見圖1），所需設備包括保溫夾套、凍芯模具等。

圖1 大管徑含凝析油管道冷凍封堵工藝示意圖

2.3 確定冷凍封堵操作參數(shù)

通過Ansys軟件模擬分析管線焊接溫度場分布，可以確定：一是焊接熱影響區(qū)在熱循環(huán)作用下分布不均勻，熔合區(qū)和過熱區(qū)出現(xiàn)嚴重的晶粒粗化，是整個焊接頭的薄弱地帶；二是焊接溫度分布與環(huán)境溫度、熔滴平均溫度（受焊接電流電壓影響）、管道的尺寸有關；三是焊接熱影響區(qū)沿軸向方向的影響范圍較小，不同管道尺寸影響稍有差異，影響范圍一般不超過60 cm。具體分析模型及結果（見圖2和圖3）。

圖2 大管徑焊接溫度分布分析（Fluent）模型

圖3 不同規(guī)格大管徑管段焊接溫度分布圖

故：確定焊接熱影響區(qū)的大概范圍0.6m為冷凍封堵位置距焊口的距離。

2.4 配備冷凍封堵設備與裝置

干冰機、GSN灌漿泵一臺、凍芯模具、前端保溫推板、保溫夾套、保溫箱。

2.5 冷凍封堵技術步驟

2.5.1 凍芯制備 將配置好的固水乳化劑倒入一定規(guī)格啞鈴狀模具中，蓋上端蓋（鑒于固水乳化劑冷凍后體積會膨脹，故固水乳化劑倒入啞鈴狀模具中時應該留有膨脹余量），儲存于冷凍箱中72 h，待進行管道冷凍封試驗前用保溫箱運送到試驗現(xiàn)場，嚴防凍芯溶解。不同大管徑凍芯冷凍時間詳（見表2）。

表2 不同大管徑凍芯冷凍時間參照表

2.5.2 制備干冰、取出凍芯、管道內預涂固水乳化劑

2.5.2.1制備干冰 先將充滿高壓液態(tài)二氧化碳的儲瓶與干冰機連接，后開啟干冰機制作封堵所需干冰顆粒150 kg，儲存在干冰保溫箱內備用。不同大管徑管道冷凍5 h以上所需干冰用量（見表3）。

表3 不同大管徑管道冷凍5h以上所需干冰用量統(tǒng)計表

2.5.2.2 取出凍芯 取出冷凍成功的凍芯模具，分離內部的凍芯：先把模具兩端的封蓋打開，為了加快取芯速度防止凍芯融化過多，用電動扳手將啞鈴狀的凍芯模具的連接螺栓卸掉，啞鈴狀的凍芯模具（見圖4）。

圖4 凍芯模具結構簡圖

2.5.2.3 管道內預涂固水乳化劑 為使啞鈴狀凍芯能更好的與管道壁面先貼合，在制作干冰與取出凍芯的同時應在實驗管道內壁預涂一層固水乳化劑，同時還能減小放入凍芯時與管道內壁產(chǎn)生的摩擦系數(shù)，便于快速正確定位。

2.5.3 管道內定位凍芯 將制備好的凍芯用吊帶扎牢，通過行車將凍芯掉至管道口，凍芯軸線大致與管道軸線重合，然后將凍芯緩慢推入管線中，定位于焊接熱影響區(qū)以外，即距焊口0.6 m處。

2.5.4 定位溫度計、注入固水乳化劑、包裹保溫夾套

2.5.4.1 定位溫度計 為測量包裹保溫夾套后管道外壁冷凍溫度變化，將數(shù)顯式溫度計的傳感器探針用雙面膠貼在管道端部固定。

2.5.4.2 注入固水乳化劑 將配制好的固水乳化劑倒入注漿機的料斗中，將注漿皮管出口引至管道內，開啟注漿機，注意開啟開關指到2檔，確保注漿機螺桿逆時針旋轉產(chǎn)生較大壓力使固水乳化劑沿注漿管道移動，先在凍芯外端面與管道內壁的小縫隙中填滿一定量固水乳化劑，后在凍芯外端部的注漿口處向管道內部注入固水乳化劑使啞鈴狀凍芯與管道間的環(huán)狀空間填滿，后放入保溫封頭。

2.5.4.3 包裹保溫夾套 將保溫夾套固定在內部放置封堵凍芯的管段外壁，將預制150 kg干冰倒入保溫夾套夾層，用橡膠帶扎緊出口壓板。包裹干冰須帶上防凍手套，在用橡膠帶捆扎時確?？郗h(huán)扣緊后才能松開，以防橡膠帶回彈傷人。

2.5.5 封堵加壓試驗及數(shù)據(jù)記錄和擬合處理 管道包裹保溫夾套冷凍約1 h后（此時間主要取決于環(huán)境溫度和配置固水乳化劑的各成分比），取出保溫封頭觀察管道內壁處固水乳化劑的冷凍狀況，若為固態(tài)則冷凍完成；然后檢測各壓力管匯是否連接正確、各儀表閥門是否開合正確、數(shù)顯溫度計顯示是否正常；接著開氮氣瓶總閥，以0.1 MPa/10min梯度增壓，若壓力表指針穩(wěn)定則繼續(xù)逐級增壓至預期壓力，若讀數(shù)逐漸減小則說明封堵承壓失敗，數(shù)據(jù)統(tǒng)計（見表4）。

2.5.6 解凍封堵劑 將包裹于冷凍封堵管道外壁的保溫夾套取下，使外管壁暴露在大氣環(huán)境中20 min，后用電伴熱帶纏繞于內部填充冷凍封堵劑的管道外壁處通電加熱一段時間后即可完成冷凍封堵劑的解凍。針對不同規(guī)格大管徑管道內冷凍封堵劑進行解封試驗，后確定具體用量表（見表5），故Ф700管道冷凍封堵劑的解凍時間在伴熱帶加熱至30℃時約40 h。

表4 Ф700管道冷凍封堵加壓測試至最大封堵壓力2.2 MPa期間夾套內溫度變化統(tǒng)計表

表5 不同大管徑管道冷凍封堵后封堵劑在不同伴熱溫度下的解凍時間參照表

3 冷凍封堵技術應用及安全評價

作為一項新型研發(fā)技術，在中國石油長慶油田分公司第二采氣廠內，冷凍封堵技術已全面與氮氣置換動火技術有效結合，具體步驟如下：

（1）確定控制閥門，截斷動火管線的上下游，并放空管線；

（2）確定氮氣注入口和排放口，從動火管線的一端開始用氮氣置換管線內的天然氣，同時多處設立可燃氣濃度檢測點，當檢測到可燃氣濃度低于爆炸下限的20%時置換合格；

（3）檢測焊接管段內可燃氣濃度仍合格時，用機械切割管線的動火部位；

（4）為防止隨時間推移已置換合格的動火管線因內部凝析油的揮發(fā)造成置換不合格而阻止動火作業(yè)進行的情況發(fā)生，特在動火部位的上下兩端焊接熱影響區(qū)0.6 m外，按照本文2.5冷凍封堵技術步驟封堵動火部位上下管線；

（5）密切檢測動火部位可燃氣濃度，合格時組織動火作業(yè)；

（6）管線動火完成后，應用包裹伴熱帶加熱封堵劑進行封堵劑解凍；

（7）選擇氮氣注入口，從動火管線的一端開始用氮氣置換管線內的混合氣體，同時多處設立可燃氣濃度檢測點，當檢測氧氣濃度低于5%時置換合格；

（8）按照操作規(guī)程運行天然氣含凝析油管線。

截至目前為止，榆林氣田和子洲米脂氣田在2009-2011年先后在洲2站單井進站采氣管線調整、洲14支線隱患治理、洲9站越站旁通增設、洲4站越站旁通增設、子洲氣田西二干線建設、榆天化一線和二線與游家峁水庫的交叉改線等動火工程中應用，涉及Φ76、Φ89、Φ114、Φ159、Φ219、Φ273、Φ325、Φ355 等多種規(guī)格管線的冷凍封堵，封堵現(xiàn)場實現(xiàn)可燃氣體濃度檢測值為0，確保氣田含凝析油管線氮氣置換動火作業(yè)更經(jīng)濟、更安全、更實用。

4 安全評價

為了確保氣田含凝析油管線冷凍封堵技術現(xiàn)場應用的安全可靠，特委托大慶中安安全風險評價有限公司對此項技術進行安全評價，從危害因素分析、管理風險分析、周邊環(huán)境及常規(guī)防護措施等角度，全方位評價凝析油管線冷凍封堵技術在氮氣置換動火中應用的安全性，并出具權威的有害因素安全控制措施評價、機械傷害防護措施評價、工藝設施安全有效性評價等，最終成果提供《氣田含凝析油管線冷凍封堵技術在氮氣置換動火中的應用安全評價報告書》。

4.1 封堵劑的評價

由滑石粉、乳膠粉、水等材料配制的封堵劑，在常溫狀態(tài)為膏狀體，冷凍凝固后能夠有效的隔離管線內介質，防止動火區(qū)域形成爆炸性環(huán)境，同時實驗數(shù)據(jù)顯示，凍芯與注入的封堵劑在管線內凝固后能夠承受2.5 MPa的壓力，在干冰保冷狀態(tài)下，耐壓時間可持續(xù)4.5 h。封堵劑解凍之后，能夠通過下游設備分離、排出，對輸送介質無污染，對管線、設備無影響。由此可見，本項目使用的封堵劑是一種優(yōu)質、安全、實用的隔離管線內介質的封堵材料。

4.2 冷凍封堵技術的評價

（1）對不同管徑管材在環(huán)境溫度為20℃、30℃、40℃狀態(tài)下承受3000℃、2000℃、1500℃的高溫沿管線軸向產(chǎn)生的溫度場進行實驗，根據(jù)記錄的實驗數(shù)據(jù)，分析、歸納，得出焊接熱影響區(qū)L為距焊口200 mm（小管徑管線）、600 mm（大管徑管線）處的結論，準確的界定了封堵劑的放置位置

（2）凍芯，作為冷凍封堵作業(yè)的核心部件，其與添加的封堵劑在管線內凍結后，有效地隔離了易燃易爆介質流動至動火作業(yè)區(qū)域，防止了爆炸性氣體環(huán)境的形成，避免了動火作業(yè)引發(fā)的事故。

（3）在對凍芯、封堵劑進行冷凍、保冷過程中，因干冰揮發(fā)帶走大量熱量，管線溫度會下降，管線材質在低溫下發(fā)生一定脆化，可能會導致管線承壓性能下降。通過對材質進行了低溫性能影響試驗，“在低溫-60℃存在24 h后再在室溫20℃恢復24 h”，在該種狀態(tài)下，材質的抗拉、抗壓、抗剪切的性能與未經(jīng)低溫狀態(tài)的材質性能差別較小，故冷凍封堵作業(yè)時的低溫環(huán)境，對管線材質的影響可以不予考慮。

4.3 冷凍封堵與氮氣置換動火技術結合應用的評價

采用冷凍封堵技術與氮氣置換相結合的方法，可以有效的杜絕該種情況的出現(xiàn)，在氮氣置換合格后，采用冷凍封堵技術，在動火區(qū)域管線兩端固定凍芯，在凍芯與管道內壁空間添加封堵劑，采用干冰進行冷凍，并保冷，即使凝析油揮發(fā)，易燃易爆介質也會被隔離，動火區(qū)域不會形成爆炸性氣體環(huán)境，確保動火作業(yè)的安全。冷凍封堵與氮氣置換動火技術的結合應用，是操作規(guī)程標準、指標控制嚴格、安全等級極高的一項技術。

5 經(jīng)濟效益評價

榆林氣田和子洲米脂氣田在2009-2011年先后應用管線冷凍封堵技術的動火作業(yè)共計8次，此8次動火作業(yè)在管線初步置換合格、切口后，發(fā)現(xiàn)因內大量凝析油的揮發(fā)導致可燃氣濃度檢測不合格，需要重新進行氮氣置換，費用將增加8萬元/次。但通過應用管線冷凍封堵技術后，現(xiàn)場檢測可燃氣濃度為0，從而順利完成了組焊作業(yè)，合計節(jié)約資金64萬元。若廠平均管線動火250次/年，其中30%是含凝析油較多的管線動火，每次管線動火中因應用冷凍封堵技術而減少置換動火次數(shù)，此措施可平均節(jié)約費用8萬元/次，因此應用冷凍封堵技術平均可節(jié)約資金600萬元/年。

6 結論及認識

（1）成功研制出的適用于氣田含凝析油管線的冷凍封堵技術，與現(xiàn)用氮氣置換動火技術在榆林氣田和子米氣田的結合應用，能成功實現(xiàn)封堵承壓范圍≤2.2 MPa，承壓時間≥5 h，有效避免管線內殘存凝析油對動火作業(yè)的影響，進一步增強了安全屏障，減少了作業(yè)周期、降低了成本增加。

（2）通過對封堵劑、冷凍封堵技術、冷凍封堵與氮氣置換動火技術結合應用的安全評價，確定氣田含凝析油管線冷凍封堵技術安全可靠，同時結合所取得的經(jīng)濟效益，適合推廣應用。

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Gas condensate pipe freezing blocking technology research and application

WANG Xijuan1，2，HAN Dongxing1，2，CHEN Junbin1，LI Haoyu2，ZHOU Yurong2
（1.Xi'an Shiyou University，Xi'an Shanxi 710065，China；2.Gas Production Plant 2 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yulin Shanxi 719000，China）

In gas field，Nitrogen replacement technology,which has standard operation procedures,strictly index control and high safe level,is used for displacement of usual condensate oil pipeline before the hot work.While,this technology exists some deficiencies by following reasons.Condensate oil cannot be displaced completely and the evaporated product in oil pipeline leads to longer replacement operation time and more costs.In order to solve this problem bringing by these deficiencies,freeze plugging technology was developed with following characteristics.Firstly,in this new technology the pressures can cone to as high as 2.2 MPa and the time by more than 5 hours.Secondly,heated easily broken and dissolved,the residue was separated in the separation device,without influencing oil pipeline running regularly.After this tech,is applicated in gas field many times,the freeze plugging technology has achieved satisfactory success through the combination of Nitrogen replacement technology.While maintaining safety,not only this technology can shorten the hot work time,but also cut the cost.Besides,it had got safety evaluation from the relative public security department.

condensate oil pipeline；Nitrogen replacement technology；the freeze plugging technology；safety evaluation

TE375

A

1673-5285（2012）03-0047-06

2012－01-15