石油化工管道泄漏封堵技术研究

裴莹

天津鲁华泓锦新材料科技有限公司  300270

摘要：本文主要针对石油化工行业管道泄漏问题进行分析，重点介绍了管道泄漏封堵技术的相关研究成果。

关键字：石油化工；管道泄漏；封堵技术

1.国内外油气管道封堵抢修技术的对比分析

1.1国内管道封堵抢修技术

针对油气管道运输管道所进行的封堵抢修技术，在当前，我国海洋油气管道封堵技术的内容正在起步阶段摸索，一些工程抢修工作，仍旧需要国外来提供相应的技术服务。但随着我国科研人员的不断努力，高压智能封堵器也得到了有效的应用。与此同时，根据以往工作内容，对锁定锚爪进行了必要的优化，使其能够对海、陆油气输送管道，展开合理的封堵作业，对我国海洋管道封堵抢修技术的发展，起到了极为明显的推动作用。

1.2国外管道封堵抢修技术

针对油气管道封堵抢修技术，国外的研究已经相当成熟，从陆地到海洋，几乎在任何环境下，都可以执行有效的封堵抢修工作。像管道服务行业的几家尖端企业，其封堵技术已经能够对处在运行状态的高压管道实现定点封堵，针对问题管道展开有效的维护；而采取相关系统进行作业的时候，甚至不需要降低整个管道的压力，也不需要放空管道进行作业，降低工作成本的同时，也避免了对管道进行焊接、开孔等操作。

2.现役主要油气管道封堵技术

2.1冷冻封堵技术冷冻封堵技术

于20世纪80年代用于油气管道封堵作业中，其技术核心是向管内注入能够快速冷凝和解冻的液体，利用外部降温方法使其冷凝，达到管道封堵的目的。冷冻封堵技术的关键是找到性能合适的液体作为封堵剂。梁政等对冷冻封堵技术做了大量研究，研制了一种固水乳化剂，并对其封堵性能进行了测试，试验结果表明，该固水乳化剂能够在解冻条件下迅速恢复其初始的乳膏状，并且有良好的质密性。为了确保管道施工过程中固水乳化剂处于凝固状态，设计了保温套管。在保温套管与管道之间填充保温冷冻介质，通过保持热量平衡使固水乳化剂处于固体冷凝状态。封堵时将乳膏状固水乳化剂通过与管道配合的挡板送入管道，到达保温套管时温度急剧下降，固水乳化剂凝固膨胀，与管道内壁因挤压产生摩擦力，平衡管内介质输送压力。解封时，移除套管和冷冻介质，常温下固水乳化剂迅速恢复到乳膏状，与管道内壁摩擦力消失，实现解封。这种冷冻封堵技术虽然施工工艺简单，安全可靠、成本低，但是封堵压力低，难以应用于较大管径管道的封堵，并对外部环境的适应性较弱，当管道外部气温低于固水乳化剂的凝固点时，固水乳化剂处于凝固状态，无法进行冷冻封堵；同时管道在低温环境下易发生冷脆，为施工带来安全隐患。

2.2不停输带压开孔封堵技术

不停输带压开孔封堵技术是现役比较成熟的管道封堵技术，按照封堵机械方式的不同可分为悬挂式封堵、筒式封堵、盘式封堵和挡板囊式封堵等。悬挂式封堵适用于气体和液体介质的输送管道，能够承受较高的管内介质压力；筒式封堵适用于不规则变形管道和管内壁结垢较多的场合；盘式封堵对输送介质的适应性较强，可用于输送原油、天然气和成品油的管道，但是要求管道内壁没有结垢和腐蚀变形；挡板囊式封堵虽然对管道内壁环境的适应性强，但是其封堵压力较低，一般不超过0.3MPa，封堵时需要预先降低管道输送压力。不停输带压开孔封堵技术通过旁通管道搭建起临时输送管线，避开待维修管段，以保证封堵抢修过程中下游的正常生产生活。旁通管道的搭建有标准式和结合器旁通式2种。标准式在管道封堵点的上游和下游开孔，通过三通和夹板阀搭建旁通管道；结合器旁通式通过结合器上的旁通法兰接口搭建旁通管道。

2.3管内高压智能封堵技术

管内高压智能封堵技术是新兴的管道封堵抢修技术，其在管道封堵抢修中发挥着越来越重要的作用。挪威PSI公司和美国TDW公司完全掌握管内高压智能封堵技术，并研制出管内高压智能封堵器。该仪器主要由信号接收器、液压系统、弹簧支撑轮、承压头、密封圈、承压斜块、锁定锚爪和执行法兰等组成。封堵时封堵器由发球端送入管道，在管内介质压力推动下向下游移动，到达需要封堵位置时，远端控制系统发出信号由信号接收器接收，液压系统被激活，推动执行法兰挤压周向均匀布置的8个锁定锚爪，使其沿承压斜块斜面径向张开，锁定锚爪与管道内壁之间的摩擦力平衡管内介质压力实现刹车，进而实施封堵作业。作业完成后控制系统发出解锁信号，液压系统恢复初始状态，锁定锚爪与管道内壁之间的摩擦力消失，封堵器在管内介质压力推动下继续向下游移动，直至从收球端取出。管内高压智能封堵技术避免了管道开孔带来的安全隐患，施工工艺简单，作业时间短，封堵压力高，安全可靠，极大地降低了施工成本，适用于陆地和海洋油气管道的封堵抢修。

3.案例分析

截止目前，油建公司已经在冀东油田南堡110kV变电站输气管线改造工程，老爷庙2号阀室管线抢险工程，原油储备库带压封堵工程，NP2－3LP外输管线整改工程等工程中成功利用悬挂式封堵形式完成施工任务，并积累了宝贵的施工经验。

3.1南堡110kV变电站输气管线改造工程

作业时间：2019年7月10日～7月25日。管线规格：159mm×5mm；管线压力：1.6MPa；输送介质：净化天然气；采用工艺：采用单面双封。为了满足天然气的供应，结合南堡油田天然气外输实况，综合考虑、统筹调配，对南堡110kV变电站输气管线进行改造。根据设计要求采用不停输带压封堵换管技术对该变电站输气管线进行施工：DN150封堵点2处，整个封堵过程对环境零污染，比管线放空后连头作业节省费用12万元。

3.2老爷庙2号阀室管线抢险工程

作业时间：2020年4月13日～19日。

管线规格：457mm×7.1mm；管线压力：0.5MPa；输送介质：原油；采用工艺：单面双封。由于南高迁输油管线2号阀室东墙体外457mm绝缘接头因腐蚀严重造成原油外泄，需更换绝缘接头。若停止输油进行换管，将直接影响到冀东油田原油管线的外输工作，甚至导致大量单井停产。在编制带压封堵施工方案时，考虑绝缘接头距离阀室较近，由于阀室下沉原因，致使施工处管线应力较大，造成割断后对口较困难，故将其管线向东挖出50m，使之有上下的活动量，有利于施工作业。另外，由于管线压力为0.5MPa，这导致采用单面双封还是单面单封方式进行作业成为难题。通过从安全、经济、质量等多方面研究，最终确定采用单面双封，并取得圆满成功。

3.3原油储备库带压封堵工程

作业时间：2020年5月20日～6月5日；换管距离：27m。管线规格：457mm×7.9mm；管线压力：0.5MPa；输送介质：原油；采用工艺：采用双面双封。该工程主要是完成原油储备库与南－高－迁外输管线的连通，实现南堡油田原油经南－高－迁管线输入原油储备库，原油储备库原油通过南－高－迁管线外输至高尚堡联合站。由于南－高－迁管线承担着油田原油外输的主要任务，不能停输检修，常规连头方法无法实现，故冀东油田商业原油储备库建设项目部决定储备库与南－高－迁外输管线连头时采用不停输带压封堵技术。该工程的顺利完成，为冀东油田原油储备库成功进油奠定了基础，具有战略意义。

3.4NP2－3LP外输管线整改工程

作业时间：2021年7月25日～9月25日；换管距离：320m。管线规格：273mm×5.6mm；管线压力：1.0MPa；输送介质：原油；采用工艺：采用双面双封。根据路网规划，新建嘴东工业园区南环路，在嘴东大桥西侧阀室以及西侧270m范围内，NP2－3LP外输油管线位于路基下面，因此需要对油管线进行改造，该输油管道是从NP2－3LP平台输至NP1－1D，线路全长22km。为保证油管道的运行安全，油建公司采用双面双封的不停书封堵工艺进行管道改线作业，不仅安全的完成了320m管道的移位，而且保证了改造期间原油管道的正常运行。

4.结论

总而言之，作为一个能源大国，油气资源对于我国经济的发展，有着极为重要的作用，在油气资源的开采和输送中，建立安全可靠的管道输送系统，是相关工作人员的首要任务，对于管道封堵抢修技术的应用与发展，势必需要投入更多的研究心血。

参考文献

[1]马明,赵弘,苏鑫,李琨.油气管道封堵抢修技术发展现状与展望[J].石油机械,2019,42(06)：109-112+118.

[2]江龙强.管道封堵抢修技术现状及发展[J].内蒙古石油化工,2021,37(02)：100-103.