小管径天然气管道局部冷冻封堵技术_技术研究

摘要

摘要：小管径天然气管道实施管壁开孔局部封堵，存在动火操作复杂、置换作业时间长、费用高和安全隐患大的问题。为此，基于将管道中流体冷冻以承受压力，从而起到隔离作用的原理，提出

摘要：小管径天然气管道实施管壁开孔局部封堵，存在动火操作复杂、置换作业时间长、费用高和安全隐患大的问题。为此，基于将管道中流体冷冻以承受压力，从而起到隔离作用的原理，提出了小管径天然气管道局部冷冻封堵技术，并进行了局部冷冻封堵机理试验、固水乳化剂的研制及性能测试、局部冷冻封堵室内试验和含凝析油管道动火试验等。结果表明，局部冷冻封堵技术承压能力可以提高至2.5MPa，适用于小管径天然气管道的封堵，能够有效隔离管内的油气，不需要长时间置换扫线，封堵介质解冻后易清除，提高了施工后恢复输气的安全性，操作方便快捷，对管道安全动火具有重要意义。

关键词：天然气管道；冷冻封堵；局部封堵；安全动火；隔离油气；固水乳化剂

在天然气管道运行中，由于受磨损、腐蚀、宏观地貌及流程改造等因素的影响，时常会出现天然气管道需要抢修、改线作业等问题^[1]。小管径天然气(含凝析油)管道的抢修、改线作业，通常采用无火花切割设备切断管道，更换或添加结构物(如三通等)后采用焊接方式连接管道^[2]。

为了防止焊接过程发生失火等事故，通常在焊接前采用氮气置换等技术较为彻底地置换出管道内的天然气与凝析油^[3]，当检测到管道内的油气组分含量低于动火要求指标后，再实施焊接^[4]。这种技术置换需求设备较多，施工时间长，费用也高，同时由于管道内残存油气，环境温度及焊接温度等引起的变化都可能使焊接施工作业存在安全隐患^[5]。

为了降低安全施工对置换工艺的要求，节约置换时间与费用，已经开发出了管道封堵剂，且已较广泛地应用于现场的封堵作业，取得了较好的效果^[6]。但目前化学封堵技术能够实现的封堵压力较低，仅为0.1MPa以内，而且承压时间较短。为了实现小管径天然气管道无火花切割后不置换或尽可能短时间置换，减少作业时间与费用，确保动火作业安全^[7～8]，急需研究开发一种小管径天然气管道的局部封堵技术，以实现提高局部封堵段承压能力，使焊接作业结束后即可适时恢复通气，且封堵介质不会影响管道的正常输气与下游设备的正常工作。为此，研究开发出一种适用于小管径天然气(含凝析油)管道的局部冷冻封堵技术，封堵压力可以超过2.5MPa。

1 局部冷冻封堵机理试验

管道局部封堵的原理是通过向管道中放入具有一定强度的封堵物，利用其与管道壁面之间的摩擦力或结合力来实现局部封堵，皮囊封堵与机械封堵均属于这一范畴。局部冷冻封堵通常是将管道中可冻结的流体冷冻，通过冷冻段来承受压力，起到隔离的作用。小管径天然气管道要采用冷冻封堵，必须先注入可冻结流体(常用的可冻结流体是水)，再进行冷冻。为了验证水变成冰后自身的承压能力以及与管壁的结合力能否承受较高的气压，笔者在Φ60mm×8mm的试验管道内密封一段长100mm水柱，将试验管道放于冰柜中进行冷冻，使水冻成冰，再在室温(15℃)下加气压，进行局部冷冻封堵模拟试验，试验结果见表1。

由表1可以看出，被冷冻的试验管道在没有维持热量平衡的情况下可以承受较高压力(2MPa)。因此水由液态变成固态以后，与试验管道壁面的结合力及自身强度足以承受2MPa以上气压，说明冷冻封堵方案可以实施。

2 固水乳化剂的研制及性能测试

2.1 固水乳化剂的研制

现场封堵作业时，由于管道施工环境的特殊性(水平管、倾斜管等)，向管道内注水并快速实现冰冻存在较大的困难，不便于工程实施，因此需要研制一种固水乳化剂。

固水乳化剂应该具有较强保水性的特点，冷冻后应具有良好的密封性和强度，解冻后能恢复原来的膏状体且易被清除。通过对保湿剂、交联体性能的系统分析研究，成功研制了一种固水乳化剂。

2.2 固水乳化剂性能测试

对固水乳化剂的保水性、冷冻后的质密性、解冻后是否能恢复原来的膏状体及其解冻时间进行了性能测试。

分别取固水乳化剂800mL、500mL、300mL、200mL，将它们冷冻固化后，看其是否产生裂纹；在不同的温度下解冻，获取解冻时间。试验结果见表2和图1。试验结果表明固水乳化剂解冻后恢复成原来的膏状，且具有良好的质密性。

3 局部冷冻封堵室内试验

3.1 局部冷冻工艺设计

在现场施工中，需要一套冷冻装置将注入管道的固水乳化剂冷冻，该装置应该具备以下特点：①能够使冷冻部分的管道温度骤降，足够使管道内部的固水乳化剂冷冻；②能够维持热量平衡，在焊接过程中使固水乳化剂保持固态，承受气压，有效隔离油气；③相关附件能使整个冷冻工艺操作方便，快捷。

基于以上思路，可以设计一种保温套固定在管道外，在保温套与管道之间裹上低温介质，通过保温维持热量平衡，在焊接过程中使固水乳化剂保持固态(图2)。固水乳化剂通过与管道内径相配合的推塞注入管道中同时完成固水乳化剂定位。

3.2 冷冻封堵承压时间试验

固水乳化剂维持固态的时间必须大于管道焊接施工作业时间，这样才能保证整个动火过程的安全，为此，进行了冷冻封堵承压时间试验。试验环境温度为13℃，加载气压为2.5MPa，试验结果如图3所示。

由试验结果可知：利用保温夹套将冷冻介质与外界环境隔离，有效降低了冷冻介质与外部环境的热交换；管道内的固水乳化剂冷冻后，实验管道在承受气压2.5MPa的情况下，维持气压不降的时间约为5h，远大于Φ89mm×10mm、Φ114mm×12mm管道的圆周焊接时间，可以用于工程施工。

4 含凝析油管道动火试验

含凝析油管道实际动火过程中，凝析油挥发较快，焊接时产生的余热及环境温度的改变对固水乳化剂维持固态也有一定影响，因此进行含凝析油管道的动火试验。选取1根9m长的Φ60mm×8mm输气管道，一端用封头密封，在密封段内注入足够量的凝析油；在管道开口端注入固水乳化剂，采用上述局部冷冻工艺冷冻固水乳化剂，采用空气压缩机加压，试验环境温度为2℃，检测密封段与焊接段凝析油含量，动火示意图见图4，试验结果如表3所示。

由试验结果可以看出：在承受气压2.5MPa的情况下，密封管段凝析油体积分数为0.81%，已超过凝析油的爆炸下限0.6%，检测得知封堵段后焊接端口的凝析油气含量为0，说明固水乳化剂冷冻后能够完全隔离油气，在不采取置换扫线的情况下，能够为动火作业提供安全保障；解冻后的固水乳化剂恢复原来的膏状，易溶于水，结束焊接施工作业恢复输气后由气流携带进入下游管道，在集气站分离器中沉积，由分离器排污管线排出。

5 结束语

试验研究表明局部冷冻封堵技术可成功应用于小管径天然气管道的局部冷冻封堵，对隔离管内油气是行之有效的。局部冷冻封堵技术的作业管道承压能力可超过2.5MPa，明显优于现有管道局部化学封堵技术，承压时间完全满足管道焊接的要求，施工方便快捷，安全可靠，可实现不置换动火的技术需求。焊接施工完成后，当固水乳化剂的温度高于0℃，固水乳化剂即恢复原来状态，待天然气管道恢复输气时随天然气一起排出。

参考文献

[1] 曾自强，张育芳.天然气集输工程[M].北京：石油工业出版社，2004.

[2] 李剑平.机场加油管线施工中的带油施焊技术[J].石油化工建设，2007，25(2)：48-53.

[3] 王志安.输油管道的泥土封堵与蒸汽置换动火技术[J].安全、健康和环境，2003，3(11)：26-28.

[4] 中国石油天然气集团公司.Q/SY 64—2007油气管道动火管理规范[S].北京：石油工业出版社，2007.

[5] 中国石油天然气集团公司.SYJ 4051—91油气田集输工艺管道动火安全技术规程[S].北京：石油丁业出版社，1991.

[6] 姜蜀睿.安全管道封堵剂：中国，200810150548[P].2008-08-05.

[7] 朱力挥，院振刚，许爱华.天然气输气工程动火连头技术[J].电焊机，2007，37(2)：62-66.

[8] 常武，邢晶.动火作业中的安全现状分析[J].安全，2007(11)：35-38.

(本文作者：梁政¹ 兰洪强¹ 李莲明² 邓雄¹ 1.石油天然气装备教育部重点实验室西南石油大学；2.中国石油长庆油田公司采气二厂)