郭玉杰，王 力，李先兵，吕抒桓，郝 洁，刘 锐，孙 彧，张海均，韩江南

（中国石油长庆油田分公司第五采气厂，内蒙古乌审旗 017300）

天然气一般采用管网输送，由于接入新井等需求，需要在老管线上实施焊接动火作业。目前，苏东气田主要采用“氮气+封堵隔离”工艺，先采用氮气置换天然气，使动火管线内的可燃介质浓度低于爆炸极限，之后采用“馒头+黄油”、隔离球或冷冻封堵工艺封堵[1-9]，而苏东气田主要采用“馒头+黄油”封堵工艺。

上述方法操作规程标准、指标控制严格、安全等级高，但存在以下不足：（1）工序多；（2）重复关井、开井操作强度大；（3）来回井场检测频繁、次数多；（4）氮气周期长、氮气用量大；（5）停产时间长、经济损失大。仅以2018 年为例，共计动火20 次，平均动用氮气车2.9 辆/次，平均置换时间10 h～15 h，单次平均动火氮气使用量40.4 t，平均单次动火置换费用19.1 万元，平均单次动火检测点17 个。以上缺点增加了新井投产周期、经济损失和安全隐患，尤其给“新增天然气生产能力9 亿立方米、当年新井投产率100 %”的产建任务的完成带来巨大挑战（见图1）。

图1 第五采气厂2018 年各作业区动火次数及氮气使用量

为加快投产进度、降本增效，苏东气田引进新型水溶性暂堵器工艺，截止目前已先后组织实施过15 次动火，取得了初步成效。本文将主要从水溶性封堵器工艺的封堵原理、工艺特点入手，结合苏东气田的应用实例进行综合评价。

1 新型水溶性封堵器原理

图2 新型水溶性封堵器产品结构及封堵过程示意图

水溶性封堵器主要由圆形封堵板、支撑板、水溶密封胶等组成[10，11]，结构（见图2）。其主要依靠承压部的倒刺结构及密封胶实现承压及密封性能，在经过短时间的氮气吹液后，待天然气钢管内压力泄压为0 MPa后，即可实施封堵，经检测合格后，可进行动火连头，而后经过开井冲压和管道中积液的作用，水溶性封堵器自行分解溶于水中。

2 水溶性封堵器工艺性能测试

2.1 封堵器密封性能测试

现场性能测试：为验证水溶管道封堵器适用于苏里格气田工况，采用小型模拟试验进行现场测试（见图3），其模拟液体为高含凝析油的管道液体，模拟的管道规格为长4 m、管径φ114×5 的常用动火管道。主要测试性能内容如下：

图3 小型水溶性封堵器密封性能测试示意图

（1）有残留凝析油工况下的水溶性封堵器的承压和密封性能；

（2）含残留凝析油并伴有≤1/3D（D 管道直径）积液工况下水溶性封堵器的承压和密封性能；

（3）含残留凝析油并伴有＞1/3D（D 管道直径）积液工况下水溶性封堵器的承压和密封性能。

测试结果：

（1）将试验管段充入天然气并缓慢增压至0.5 MPa。观察压力表数值以及可燃气体检测仪上的数值，试验持续4 h，压力表数值恒定不变，管道内压力稳定，可燃气体检测结果始终为0，密封性良好。

（2）将试验管段内注入≤1/3D 高度的井液，再充入可燃气体并缓慢增压至0.5 MPa，观察压力表数值以及可燃气体检测仪上的数值，试验持续4 h，压力表数值无变化，管道内压力稳定，可燃气体检测结果始终为0，密封性良好。

（3）将试验管段内注入1/3D～1/2D 高度的井液，再充入可燃气体并缓慢增压至0.9 MPa，观察压力表数值以及可燃气体检测仪上的数值，压力表示数不稳定，由0.5 MPa 逐渐变小，可燃气体浓度增加，并出现可燃气体超标报警，说明水溶性封堵器出现溶解，密封性不好。

2.2 水溶性性能测试

取苏东气田2～8 干管内的管道积液40 L 作为溶解介质，将水溶性封堵器放入玻璃杯中，观察溶解情况（见图4），15 min 后水溶性封堵器物理形态分解后松软的固液混合物质、整体较为柔软；1.5 h 后固液混合物中的固体由大块溶解为较小固体，未发现大型不溶解物质；2.5 h 后进一步分解，变成可溶于水的液体物质。由此可知，水溶性封堵器在苏东气田气井采出液的溶解效果较好。

图4 水溶性封堵器在苏东气田中的采出液溶解性能

2.3 水溶性封堵工艺流程

图5 苏东气田单井管道新型水溶性封堵器动火工艺流程图

水溶性管道封堵工艺与常规动火工艺流程相似，不同之处在于只需短时间氮气吹液（0.5 h～1.5 h），无需对站内、井场的所有检测点进行检测，只检测动火点处安装水溶性封堵器后的可燃气体浓度。待封堵完成后检测可燃气气体浓度低于爆炸极限，30 min 内管内压力或可燃气体浓度无上升趋势，即可进行动火连头。其操作步骤（见图5）如下：

（1）关井放空：将涉及气源的井场进行关井、天然气进行放空；

（2）氮气吹液：根据现场情况选择氮气的注入口和排放口，从管线上游处用氮气吹扫，主要目的是吹扫管道内的可燃气体和积液；

（3）卡开隔离：根据动火计划书进行卡开隔离，上锁挂签，确保动火管线内无压力；

（4）切割：确认动火管道压力为零后，采用冷切割方式切割动火部位处；

（5）封堵：将与管道内径相符的管道封堵器分别安装在动火部位的上、下两端，对焊接热影响区外的管线进行封堵；

（6）测试：安装完成后，使用可燃气体测试仪检测可燃气体浓度低于10 %后，方可动火；

（7）动火焊接：按动火方案组织管线动火作业，动火结束后，按操作规程对焊接好的管线进行投产，生产过程中水溶管道封堵器会遇液自行溶解进入下游。

3 矿场先导试验研究

为研究水溶性封堵器工艺实际工况的可行性，进行了10 次先导试验，分别选取了不同管径、不同长度、不同井数、动火点高低位置的动火点，研究液氮用量、管道含液量、压力对水溶性封堵工艺的影响（见表1）。从表1 中的SD36-66C4/SD51-59C2/SD55-30C1 可知，随着液氮吹液量的增加，动火点封堵前的可燃气体浓度Xbefore逐渐下降，这一结论与常规工艺的氮气置换结论一致。

表1 水溶性封堵器工艺试验氮气吹扫参数

为进一步研究含液量对水溶性封堵器的影响，选取了苏东8 站SD34-64C1/SD35-65、苏东2 站SD40-65C2、苏东2 站统104 等三个液量较大的管线作为试验对象。试验初期切割动火点管线后，出现喷液，无法满足封堵要求，通过敞放30 min 左右，管道内液体排放干净，压力泄为0。对苏东8 站SD34-64C1/SD35-65和苏东2 站SD40-65C2 采取直接水溶性封堵器封堵，对苏东2 站统104 采取先用馒头阻水，之后再用水溶性封堵器封堵，管内压力无上升趋势，3 个研究对象均达到动火条件。上述研究表明：对于含液量较大的干管，通过充分敞放排液，再进行水溶性封堵是可行的（为安全起见，排液后建议先用馒头阻水再封堵）。

表2 水溶性工艺与常规工艺使用液氮量对比

为研究管道内压力对水溶性封堵器的影响，以苏东SD12 站同一干管的SD19-30C4/SD20-30C1 作为试验对象：（1）试验初期在达到封堵器封堵条件下进行封堵，检测可燃气体浓度为0，达到动火条件；（2）恢复该干管的若干卡开点和隔离点，发现压力逐渐回升，可燃气体浓度由0 升为100 %，水溶性封堵器封堵失败；（3）通过重新卡开、隔离、泄压、敞放，确定压力为0 后，再次封堵，检测可燃气体浓度为0，达到动火条件。研究表明：压力是影响水溶性封堵工艺的关键因素，卡开、隔离是必要的安全措施。

为了与常规工艺做对比，采用2018 年的114 mm和159 mm 的氮气置换数据做拟合，得到氮气置换量与管径D、管线长度L、井数（检查点）N 的公式：

根据式（1），可以分别计算得到采用常规工艺的液氮使用量，从表2 可知，采用水溶性管道封堵器可大量节省液氮使用量。

4 综合评价

4.1 影响关井时间

水溶管道封堵器与传统封堵工艺相比关井时间较短，具体时间对比（见表3、表4），由表3、表4 可知，干管涉及井数、管线越长，节省时间效果越显著，可省时1 d～3.5 d。

表3 传统封堵工艺和水溶管道封堵器工艺对比

4.2 增产经济效益

根据不同封堵工艺影响的关井时间计算增产经济效益，以苏东2 站2#～8#干管为例，节省停产损失9.28万元；以苏东4 站7#干管为例，节省5.78 万元；研究表明在管径规格相同的情况下，随着长度和配产的增加而增加（见表5）。

4.3 不同封堵工艺直接成本

以苏东2 站2#～8#干管为例，可节省40.6 万元；以苏东4 站7#干管为例，可节省氮气费用5.56 万元。由此可知，节省的氮气费用随着干管长度、井数的增加而增加（见表6）。

5 结论

（1）小型测试和矿场先导试验表明新型水溶性封堵器的承压性和密封性较良好，可满足在不同情况下的封堵要求，且水溶效果良好。

表4 传统封堵工艺和水溶管道封堵器工艺对比

表5 传统封堵工艺和水溶管道封堵器工艺停产影响费用对比

表6 传统封堵工艺和水溶管道封器工艺成本费用对比

（2）水溶性封堵器工艺与常规工艺大致相同，但只需短时间吹液置换，无需到各个检测点检测可燃气体浓度，确定管道内压力为0 后，即可进行封堵，工艺流程简化，可降低来回井场检测次数和人工成本。

（3）矿场先导试验表明管道内含液量、压力是影响水溶性管道封堵工艺的关键因素，采取排液、敞放、泄压、卡开、隔离措施是保证安全施工的必要条件。

（4）水溶性管道封堵工艺相比常规工艺可缩短液氮置换时间，节省大量液氮，降低直接成本费用和停产经济损失，提速和降本增效效果明显。