高壓帶壓密封技術在石油天然氣采輸生產中的應用

一、帶壓密封技術方面原油長距離輸送過程中，介質中獨特的高壓、多相、強腐蝕性容易導致設備和管道的泄漏。一旦泄漏，輕者造成生產生活環境污染，還加速設備泄漏部位的腐蝕，使設備提前結束使用壽命；重者引發中毒、著火、爆炸等事故災害。因此，泄漏治理已被中油集團列為重大安全環保隱患治理，著力實施。帶壓密封技術是在壓力容器、壓力管道發生介質泄漏事故的情況下，迅速在泄漏缺陷部位建立起新的密封結構的維修技術。由于不停產、不降壓、不降溫保障了流程生產的正常進行，具有很高的實用價值和綜合效益。該項技術在上個世紀80年代初從國外引進和研究，經石油、石化、冶金、電力等系統多年現場應用，已經積累了較豐富的實踐經驗。二、封閉空腔的形成密封生產裝置中的設備、管道、閥門等各種部位，因某種原因造成泄漏時，泄漏介質處于帶溫、帶壓和向外噴射流動狀態，人們利用泄漏部位原來的封閉空腔，或者在泄漏部位上建立一個封閉空腔，采用大于介質系統內壓力的外部推力，將具有塑性、固化性、能耐泄漏介質和溫度的密封劑注入并充滿封閉空間，堵塞泄漏空洞和通道，密封劑在一定的條件下，迅速固化，在泄漏部位上建立起一個固定的新的密封結構，消除了介質的泄漏。三、帶壓密封技術的應用（一）泄漏壓力和密度監測首先對油氣井的基本情況進行調研，了解井身結構及井內油（套）管串；然后詳細了解井口裝置基本情況；對泄漏介質的組份分析，明確氣體性質和地層水理化性質；仔細判斷泄漏部位，觀察泄漏壓力和計算泄漏當量。完整、正確的現場勘察資料是帶壓密封技術成功應用的關鍵。（二）繪制泄漏法蘭的外圓直徑和連接螺栓的最小距離以遂8井井口裝置泄漏為例，其油管頭下法蘭與密封鋼圈之間泄漏，測繪泄漏法蘭的外圓直徑、泄漏法蘭的連接間隙、泄漏法蘭副的錯口量、泄漏法蘭外邊緣到其連接螺栓的最小距離（每個螺栓到法蘭外邊緣的距離可能不一樣）、泄漏法蘭副的寬度、泄漏法蘭連接螺栓的個數和規格。（三）更換螺栓的安全性分析檢查法蘭螺栓的完好情況，要求將腐蝕嚴重的螺栓全部更換。在更換螺栓的過程中，根據密封結構及其尺寸，計算油管頭墊環預緊狀態載荷和操作狀態載荷；計算油管頭與采氣樹連接螺栓預緊狀態載荷和操作狀態螺栓載荷；更換螺栓的安全性分析；螺栓扭矩的計算。（四）夾具的結構分析根據泄漏介質的溫度和腐蝕性能選擇夾具的材料。結構設計。針對現場實際情況和加工、制作、裝配等方面的因素，采用分成2塊的結構形式。力學分析。選用《鋼制壓力容器》（GB150）所規定的壁厚強度計算公式，完成夾具厚度的設計。Pc：設計壓力；D：夾具內徑；[σ]：溫度作用下的許用應力；Ф：焊接系數；C：壁厚附加量。公式中的壓力值，還必須考慮在向密封空腔注入密封劑過程，密封劑在空腔內流動、填滿、壓實所產生的擠壓力特殊規律予以修正。（五）密封劑的選擇以泄漏點的系統溫度和介質特性作為選擇密封劑的依據，遂8井選用TXY-8#填充型密封劑，其性能特點是工藝流動性好，耐介質性能廣泛。（六）泄漏氣體夾具的安裝安裝夾具。高溫高壓、易燃易爆及有毒有害物質泄漏時，如泄漏比較嚴重、作業空間狹小，夾具的安裝是很困難的，操作人員要穿戴好防護用品，站在上風方向，必要時要用鼓風機或壓縮空氣把泄漏氣體吹向一邊。安裝時要避免機具的激烈敲擊，絕對禁止出現火花。夾具上應預先接好注射接頭，以利于泄漏氣體的排放。密封劑的注入。在注射接頭上安裝高壓注射槍，槍內裝上密封劑，把注射槍和手撳油泵連接起來，注射時從遠離泄漏點的地方開始。如果有兩點泄漏，應從中間開始，逐步向泄漏點移動，一個注射點注射完畢，立即關閉該注射點上的閥門，把注射槍移至下一個注射點上，直至泄漏點被消除為止。注射后應保持一定的壓力，注射完畢后保持15分鐘，即可完成堵漏。四、應在使用中注意的問題（一）密封比壓的確定其安全風險主要是原來的螺栓是否受到損壞和螺栓所能承受的注劑壓力是否滿足帶壓密封消除泄漏的密封比壓要求。采取注劑式密封施工前，對所有的螺栓進行更換，并進行密封比壓計算，確定螺栓的擰緊力矩。（二）帶壓密封消除設備和管道失穩和進入臨界壓力的風險設備和管道在外壓的作用下，管器壁內將產生環向壓縮應力，當外壓增大到某一數值時，管器壁會逐步變形被壓癟，這個現象稱為設備和管道的失穩。導致失穩的外壓，稱為臨界壓力。設備和管道允許工作外壓（即外壓與內壓之差），不能超過或接近臨界壓力。帶壓密封消除設備管道上的泄漏正是通過注劑壓力（外壓）產生足夠的密封比壓來實現的，其風險因素是密封比壓是否超過或接近臨界壓力。設備管道在未受損，壁厚未見明顯減薄的情況下，對該泄漏部位進行帶壓密封，才能保證安全。（三）泄漏介質的泄漏施工操作風險因素是由于操作者與泄漏介質最近距離的接觸，極易受到泄漏介質的各種傷害和由泄漏介質引起的各種事故（包括火災和爆炸事故、中毒事故等）。針對上述風險因素，在施工現場嚴格執行安全操作規程和安全防護工作。五、該技術的經濟效益和推廣應用前景的分析（一）油氣井關井排放損失對于流程設備（壓力容器、閥門）及壓力管道出現泄漏，按照常規工藝，需要停產放空，介質置換，更換流程設備或換管。其放空損失、停產損失、設備及材料費用、施工費用都較高。如采用帶壓密封施工，可不停產、不降壓、不放空，用有限的施工費用就可以確保安全生產，并減少了因放空停產連鎖反應損失。如達臥線、臥渝線帶壓密封施工的費用為數萬元，而管線放空天然氣量42萬，停輸損失為140萬。對于石油天然氣的高壓系統（采油、氣樹）出現泄漏，按照常規工藝，需要關井停產，動用修井設備壓井更換井口裝置。修井作業工程量大、對井站設施需做部分拆除及恢復、設備及資金動用大、壓井液對油氣產層會造成一定傷害、壓井液的排放是較大的環保問題、低壓井復產困難。如采用帶壓密封施工，可不停產、不降壓，制止泄漏。修井作業費用一般都在百萬左右，油氣井關井停產損失從幾萬到百萬不等，而帶壓密封施工費用相比大幅減少。例1、流程設備及壓力管道帶壓密封經濟效益計算：（以臥渝線為例）A、常規停產放空搶險：施工費15萬，放空損失60×104m3×0.7=42萬，停產損失100×104m3/d×2d×0.7=140萬B、帶壓密封：材料及施工費用10萬(下轉76頁)(上接75頁)（二）推廣應用前景為油氣田建設作出更大貢獻。經濟效益∑A-∑B=15+42+140-10=187萬例2、采油、氣樹帶壓密封經濟效益計算:(以張2井為例)A、常規停產壓井法:修井作業70萬,設施拆除及恢復費用5萬,停產損失1×104m3/d×30d×0.7=21萬B、帶壓密封:材料及施工費用11萬經濟效益∑1-∑2=70+5+21-11=85萬(二)川西大川地區工業泄漏的現狀石油天然氣勘探、開發和輸送過程中,設備和管道的數量龐大,例如:一個單井站的承壓系統所用鋼材上百噸,動靜密封點上千個,隨著生產工藝向高壓、高含硫、高速、高溫方向發展,出現泄漏的機率越來越多,發生事故的危險越來越大,造成的經濟損失也越來越大。隨著能源建設的步伐加快,四川油氣田的管網已建有各類管線上萬公里,各類站場上千座,出現的工業泄漏為數眾多。因此,持續改進、推廣和應用高壓帶壓密封技術是石油天然氣生產所急需,勢必能為油氣田建設作出更大貢獻。帶壓密封的新材料、新