水溶性管道封堵工藝在蘇東氣田的應用評價

郭玉杰，王 力，李先兵，呂抒桓，郝 潔，劉 銳，孫 彧，張海均，韓江南

（中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，內蒙古烏審旗 017300）

天然氣一般采用管網輸送，由于接入新井等需求，需要在老管線上實施焊接動火作業。目前，蘇東氣田主要采用“氮氣+封堵隔離”工藝，先采用氮氣置換天然氣，使動火管線內的可燃介質濃度低于爆炸極限，之后采用“饅頭+黃油”、隔離球或冷凍封堵工藝封堵[1-9]，而蘇東氣田主要采用“饅頭+黃油”封堵工藝。

上述方法操作規程標準、指標控制嚴格、安全等級高，但存在以下不足：（1）工序多；（2）重復關井、開井操作強度大；（3）來回井場檢測頻繁、次數多；（4）氮氣周期長、氮氣用量大；（5）停產時間長、經濟損失大。僅以2018 年為例，共計動火20 次，平均動用氮氣車2.9 輛/次，平均置換時間10 h～15 h，單次平均動火氮氣使用量40.4 t，平均單次動火置換費用19.1 萬元，平均單次動火檢測點17 個。以上缺點增加了新井投產周期、經濟損失和安全隱患，尤其給“新增天然氣生產能力9 億立方米、當年新井投產率100 %”的產建任務的完成帶來巨大挑戰（見圖1）。

圖1 第五采氣廠2018 年各作業區動火次數及氮氣使用量

為加快投產進度、降本增效，蘇東氣田引進新型水溶性暫堵器工藝，截止目前已先后組織實施過15 次動火，取得了初步成效。本文將主要從水溶性封堵器工藝的封堵原理、工藝特點入手，結合蘇東氣田的應用實例進行綜合評價。

1 新型水溶性封堵器原理

圖2 新型水溶性封堵器產品結構及封堵過程示意圖

水溶性封堵器主要由圓形封堵板、支撐板、水溶密封膠等組成[10，11]，結構（見圖2）。其主要依靠承壓部的倒刺結構及密封膠實現承壓及密封性能，在經過短時間的氮氣吹液后，待天然氣鋼管內壓力泄壓為0 MPa后，即可實施封堵，經檢測合格后，可進行動火連頭，而后經過開井沖壓和管道中積液的作用，水溶性封堵器自行分解溶于水中。

2 水溶性封堵器工藝性能測試

2.1 封堵器密封性能測試

現場性能測試：為驗證水溶管道封堵器適用于蘇里格氣田工況，采用小型模擬試驗進行現場測試（見圖3），其模擬液體為高含凝析油的管道液體，模擬的管道規格為長4 m、管徑φ114×5 的常用動火管道。主要測試性能內容如下：

圖3 小型水溶性封堵器密封性能測試示意圖

（1）有殘留凝析油工況下的水溶性封堵器的承壓和密封性能；

（2）含殘留凝析油并伴有≤1/3D（D 管道直徑）積液工況下水溶性封堵器的承壓和密封性能；

（3）含殘留凝析油并伴有＞1/3D（D 管道直徑）積液工況下水溶性封堵器的承壓和密封性能。

測試結果：

（1）將試驗管段充入天然氣并緩慢增壓至0.5 MPa。觀察壓力表數值以及可燃氣體檢測儀上的數值，試驗持續4 h，壓力表數值恒定不變，管道內壓力穩定，可燃氣體檢測結果始終為0，密封性良好。

（2）將試驗管段內注入≤1/3D 高度的井液，再充入可燃氣體并緩慢增壓至0.5 MPa，觀察壓力表數值以及可燃氣體檢測儀上的數值，試驗持續4 h，壓力表數值無變化，管道內壓力穩定，可燃氣體檢測結果始終為0，密封性良好。

（3）將試驗管段內注入1/3D～1/2D 高度的井液，再充入可燃氣體并緩慢增壓至0.9 MPa，觀察壓力表數值以及可燃氣體檢測儀上的數值，壓力表示數不穩定，由0.5 MPa 逐漸變小，可燃氣體濃度增加，并出現可燃氣體超標報警，說明水溶性封堵器出現溶解，密封性不好。

2.2 水溶性性能測試

取蘇東氣田2～8 干管內的管道積液40 L 作為溶解介質，將水溶性封堵器放入玻璃杯中，觀察溶解情況（見圖4），15 min 后水溶性封堵器物理形態分解后松軟的固液混合物質、整體較為柔軟；1.5 h 后固液混合物中的固體由大塊溶解為較小固體，未發現大型不溶解物質；2.5 h 后進一步分解，變成可溶于水的液體物質。由此可知，水溶性封堵器在蘇東氣田氣井采出液的溶解效果較好。

圖4 水溶性封堵器在蘇東氣田中的采出液溶解性能

2.3 水溶性封堵工藝流程

圖5 蘇東氣田單井管道新型水溶性封堵器動火工藝流程圖

水溶性管道封堵工藝與常規動火工藝流程相似，不同之處在于只需短時間氮氣吹液（0.5 h～1.5 h），無需對站內、井場的所有檢測點進行檢測，只檢測動火點處安裝水溶性封堵器后的可燃氣體濃度。待封堵完成后檢測可燃氣氣體濃度低于爆炸極限，30 min 內管內壓力或可燃氣體濃度無上升趨勢，即可進行動火連頭。其操作步驟（見圖5）如下：

（1）關井放空：將涉及氣源的井場進行關井、天然氣進行放空；

（2）氮氣吹液：根據現場情況選擇氮氣的注入口和排放口，從管線上游處用氮氣吹掃，主要目的是吹掃管道內的可燃氣體和積液；

（3）卡開隔離：根據動火計劃書進行卡開隔離，上鎖掛簽，確保動火管線內無壓力；

（4）切割：確認動火管道壓力為零后，采用冷切割方式切割動火部位處；

（5）封堵：將與管道內徑相符的管道封堵器分別安裝在動火部位的上、下兩端，對焊接熱影響區外的管線進行封堵；

（6）測試：安裝完成后，使用可燃氣體測試儀檢測可燃氣體濃度低于10 %后，方可動火；

（7）動火焊接：按動火方案組織管線動火作業，動火結束后，按操作規程對焊接好的管線進行投產，生產過程中水溶管道封堵器會遇液自行溶解進入下游。

3 礦場先導試驗研究

為研究水溶性封堵器工藝實際工況的可行性，進行了10 次先導試驗，分別選取了不同管徑、不同長度、不同井數、動火點高低位置的動火點，研究液氮用量、管道含液量、壓力對水溶性封堵工藝的影響（見表1）。從表1 中的SD36-66C4/SD51-59C2/SD55-30C1 可知，隨著液氮吹液量的增加，動火點封堵前的可燃氣體濃度Xbefore逐漸下降，這一結論與常規工藝的氮氣置換結論一致。

表1 水溶性封堵器工藝試驗氮氣吹掃參數

為進一步研究含液量對水溶性封堵器的影響，選取了蘇東8 站SD34-64C1/SD35-65、蘇東2 站SD40-65C2、蘇東2 站統104 等三個液量較大的管線作為試驗對象。試驗初期切割動火點管線后，出現噴液，無法滿足封堵要求，通過敞放30 min 左右，管道內液體排放干凈，壓力泄為0。對蘇東8 站SD34-64C1/SD35-65和蘇東2 站SD40-65C2 采取直接水溶性封堵器封堵，對蘇東2 站統104 采取先用饅頭阻水，之后再用水溶性封堵器封堵，管內壓力無上升趨勢，3 個研究對象均達到動火條件。上述研究表明：對于含液量較大的干管，通過充分敞放排液，再進行水溶性封堵是可行的（為安全起見，排液后建議先用饅頭阻水再封堵）。

表2 水溶性工藝與常規工藝使用液氮量對比

為研究管道內壓力對水溶性封堵器的影響，以蘇東SD12 站同一干管的SD19-30C4/SD20-30C1 作為試驗對象：（1）試驗初期在達到封堵器封堵條件下進行封堵，檢測可燃氣體濃度為0，達到動火條件；（2）恢復該干管的若干卡開點和隔離點，發現壓力逐漸回升，可燃氣體濃度由0 升為100 %，水溶性封堵器封堵失敗；（3）通過重新卡開、隔離、泄壓、敞放，確定壓力為0 后，再次封堵，檢測可燃氣體濃度為0，達到動火條件。研究表明：壓力是影響水溶性封堵工藝的關鍵因素，卡開、隔離是必要的安全措施。

為了與常規工藝做對比，采用2018 年的114 mm和159 mm 的氮氣置換數據做擬合，得到氮氣置換量與管徑D、管線長度L、井數（檢查點）N 的公式：

根據式（1），可以分別計算得到采用常規工藝的液氮使用量，從表2 可知，采用水溶性管道封堵器可大量節省液氮使用量。

4 綜合評價

4.1 影響關井時間

水溶管道封堵器與傳統封堵工藝相比關井時間較短，具體時間對比（見表3、表4），由表3、表4 可知，干管涉及井數、管線越長，節省時間效果越顯著，可省時1 d～3.5 d。

表3 傳統封堵工藝和水溶管道封堵器工藝對比

4.2 增產經濟效益

根據不同封堵工藝影響的關井時間計算增產經濟效益，以蘇東2 站2#～8#干管為例，節省停產損失9.28萬元；以蘇東4 站7#干管為例，節省5.78 萬元；研究表明在管徑規格相同的情況下，隨著長度和配產的增加而增加（見表5）。

4.3 不同封堵工藝直接成本

以蘇東2 站2#～8#干管為例，可節省40.6 萬元；以蘇東4 站7#干管為例，可節省氮氣費用5.56 萬元。由此可知，節省的氮氣費用隨著干管長度、井數的增加而增加（見表6）。

5 結論

（1）小型測試和礦場先導試驗表明新型水溶性封堵器的承壓性和密封性較良好，可滿足在不同情況下的封堵要求，且水溶效果良好。

表4 傳統封堵工藝和水溶管道封堵器工藝對比

表5 傳統封堵工藝和水溶管道封堵器工藝停產影響費用對比

表6 傳統封堵工藝和水溶管道封器工藝成本費用對比

（2）水溶性封堵器工藝與常規工藝大致相同，但只需短時間吹液置換，無需到各個檢測點檢測可燃氣體濃度，確定管道內壓力為0 后，即可進行封堵，工藝流程簡化，可降低來回井場檢測次數和人工成本。

（3）礦場先導試驗表明管道內含液量、壓力是影響水溶性管道封堵工藝的關鍵因素，采取排液、敞放、泄壓、卡開、隔離措施是保證安全施工的必要條件。

（4）水溶性管道封堵工藝相比常規工藝可縮短液氮置換時間，節省大量液氮，降低直接成本費用和停產經濟損失，提速和降本增效效果明顯。