高压带压密封技术在石油天然气采输生产中的应用

高压带压密封技术在石油天然气采输生产中的应用

一、带压密封技术方面原油长距离输送过程中，介质中独特的高压、多相、强腐蚀性容易导致设备和管道的泄漏。一旦泄漏，轻者造成生产生活环境污染，还加速设备泄漏部位的腐蚀，使设备提前结束使用寿命；重者引发中毒、着火、爆炸等事故灾害。因此，泄漏治理已被中油集团列为重大安全环保隐患治理，着力实施。带压密封技术是在压力容器、压力管道发生介质泄漏事故的情况下，迅速在泄漏缺陷部位建立起新的密封结构的维修技术。由于不停产、不降压、不降温保障了流程生产的正常进行，具有很高的实用价值和综合效益。该项技术在上个世纪80年代初从国外引进和研究，经石油、石化、冶金、电力等系统多年现场应用，已经积累了较丰富的实践经验。二、封闭空腔的形成密封生产装置中的设备、管道、阀门等各种部位，因某种原因造成泄漏时，泄漏介质处于带温、带压和向外喷射流动状态，人们利用泄漏部位原来的封闭空腔，或者在泄漏部位上建立一个封闭空腔，采用大于介质系统内压力的外部推力，将具有塑性、固化性、能耐泄漏介质和温度的密封剂注入并充满封闭空间，堵塞泄漏空洞和通道，密封剂在一定的条件下，迅速固化，在泄漏部位上建立起一个固定的新的密封结构，消除了介质的泄漏。三、带压密封技术的应用（一）泄漏压力和密度监测首先对油气井的基本情况进行调研，了解井身结构及井内油（套）管串；然后详细了解井口装置基本情况；对泄漏介质的组份分析，明确气体性质和地层水理化性质；仔细判断泄漏部位，观察泄漏压力和计算泄漏当量。完整、正确的现场勘察资料是带压密封技术成功应用的关键。（二）绘制泄漏法兰的外圆直径和连接螺栓的最小距离以遂8井井口装置泄漏为例，其油管头下法兰与密封钢圈之间泄漏，测绘泄漏法兰的外圆直径、泄漏法兰的连接间隙、泄漏法兰副的错口量、泄漏法兰外边缘到其连接螺栓的最小距离（每个螺栓到法兰外边缘的距离可能不一样）、泄漏法兰副的宽度、泄漏法兰连接螺栓的个数和规格。（三）更换螺栓的安全性分析检查法兰螺栓的完好情况，要求将腐蚀严重的螺栓全部更换。在更换螺栓的过程中，根据密封结构及其尺寸，计算油管头垫环预紧状态载荷和操作状态载荷；计算油管头与采气树连接螺栓预紧状态载荷和操作状态螺栓载荷；更换螺栓的安全性分析；螺栓扭矩的计算。（四）夹具的结构分析根据泄漏介质的温度和腐蚀性能选择夹具的材料。结构设计。针对现场实际情况和加工、制作、装配等方面的因素，采用分成2块的结构形式。力学分析。选用《钢制压力容器》（GB150）所规定的壁厚强度计算公式，完成夹具厚度的设计。Pc：设计压力；D：夹具内径；[σ]：温度作用下的许用应力；Ф：焊接系数；C：壁厚附加量。公式中的压力值，还必须考虑在向密封空腔注入密封剂过程，密封剂在空腔内流动、填满、压实所产生的挤压力特殊规律予以修正。（五）密封剂的选择以泄漏点的系统温度和介质特性作为选择密封剂的依据，遂8井选用TXY-8#填充型密封剂，其性能特点是工艺流动性好，耐介质性能广泛。（六）泄漏气体夹具的安装安装夹具。高温高压、易燃易爆及有毒有害物质泄漏时，如泄漏比较严重、作业空间狭小，夹具的安装是很困难的，操作人员要穿戴好防护用品，站在上风方向，必要时要用鼓风机或压缩空气把泄漏气体吹向一边。安装时要避免机具的激烈敲击，绝对禁止出现火花。夹具上应预先接好注射接头，以利于泄漏气体的排放。密封剂的注入。在注射接头上安装高压注射枪，枪内装上密封剂，把注射枪和手揿油泵连接起来，注射时从远离泄漏点的地方开始。如果有两点泄漏，应从中间开始，逐步向泄漏点移动，一个注射点注射完毕，立即关闭该注射点上的阀门，把注射枪移至下一个注射点上，直至泄漏点被消除为止。注射后应保持一定的压力，注射完毕后保持15分钟，即可完成堵漏。四、应在使用中注意的问题（一）密封比压的确定其安全风险主要是原来的螺栓是否受到损坏和螺栓所能承受的注剂压力是否满足带压密封消除泄漏的密封比压要求。采取注剂式密封施工前，对所有的螺栓进行更换，并进行密封比压计算，确定螺栓的拧紧力矩。（二）带压密封消除设备和管道失稳和进入临界压力的风险设备和管道在外压的作用下，管器壁内将产生环向压缩应力，当外压增大到某一数值时，管器壁会逐步变形被压瘪，这个现象称为设备和管道的失稳。导致失稳的外压，称为临界压力。设备和管道允许工作外压（即外压与内压之差），不能超过或接近临界压力。带压密封消除设备管道上的泄漏正是通过注剂压力（外压）产生足够的密封比压来实现的，其风险因素是密封比压是否超过或接近临界压力。设备管道在未受损，壁厚未见明显减薄的情况下，对该泄漏部位进行带压密封，才能保证安全。（三）泄漏介质的泄漏施工操作风险因素是由于操作者与泄漏介质最近距离的接触，极易受到泄漏介质的各种伤害和由泄漏介质引起的各种事故（包括火灾和爆炸事故、中毒事故等）。针对上述风险因素，在施工现场严格执行安全操作规程和安全防护工作。五、该技术的经济效益和推广应用前景的分析（一）油气井关井排放损失对于流程设备（压力容器、阀门）及压力管道出现泄漏，按照常规工艺，需要停产放空，介质置换，更换流程设备或换管。其放空损失、停产损失、设备及材料费用、施工费用都较高。如采用带压密封施工，可不停产、不降压、不放空，用有限的施工费用就可以确保安全生产，并减少了因放空停产连锁反应损失。如达卧线、卧渝线带压密封施工的费用为数万元，而管线放空天然气量42万，停输损失为140万。对于石油天然气的高压系统（采油、气树）出现泄漏，按照常规工艺，需要关井停产，动用修井设备压井更换井口装置。修井作业工程量大、对井站设施需做部分拆除及恢复、设备及资金动用大、压井液对油气产层会造成一定伤害、压井液的排放是较大的环保问题、低压井复产困难。如采用带压密封施工，可不停产、不降压，制止泄漏。修井作业费用一般都在百万左右，油气井关井停产损失从几万到百万不等，而带压密封施工费用相比大幅减少。例1、流程设备及压力管道带压密封经济效益计算：（以卧渝线为例）A、常规停产放空抢险：施工费15万，放空损失60×104m3×0.7=42万，停产损失100×104m3/d×2d×0.7=140万B、带压密封：材料及施工费用10万(下转76页)(上接75页)（二）推广应用前景为油气田建设作出更大贡献。经济效益∑A-∑B=15+42+140-10=187万例2、采油、气树带压密封经济效益计算:(以张2井为例)A、常规停产压井法:修井作业70万,设施拆除及恢复费用5万,停产损失1×104m3/d×30d×0.7=21万B、带压密封:材料及施工费用11万经济效益∑1-∑2=70+5+21-11=85万(二)川西大川地区工业泄漏的现状石油天然气勘探、开发和输送过程中,设备和管道的数量庞大,例如:一个单井站的承压系统所用钢材上百吨,动静密封点上千个,随着生产工艺向高压、高含硫、高速、高温方向发展,出现泄漏的机率越来越多,发生事故的危险越来越大,造成的经济损失也越来越大。随着能源建设的步伐加快,四川油气田的管网已建有各类管线上万公里,各类站场上千座,出现的工业泄漏为数众多。因此,持续改进、推广和应用高压带压密封技术是石油天然气生产所急需,势必能为油气田建设作出更大贡献。带压密封的新材料、新