叠加封堵在高落差超高压输油管道改造中的应用

2021-07-02刘辰曹隽

天然气与石油 2021年3期

刘辰曹隽

西安西北石油管道有限公司, 陕西西安 710018

0 前言

输油管道带压开孔封堵技术经过多年的积累及推广,由于其安全可靠、高效快速、节能环保等优势,成为中国管道修复、改线连头、站场改造等施工中的主流技术[1-2]。但在管道开孔封堵动火连头施工中,往往会因为管道静压过高而无法进行开孔作业,目前开孔封堵设备在超高压情况下并不适用[3-4]。针对上述问题,结合输油管道封堵技术,总结出一套完善的高落差超高压输油管道停输叠加封堵施工方法。该施工方法在同一段管道的同一方向先后进行两次或多次封堵,可有效降低低点的静压力,使低点的动火作业能够顺利完成。具体操作方法为首先在高点位置进行第一次封堵,封堵完成后进行泄压排油,将低点的压力降至5 MPa以下,再在低点进行第二次封堵。

1 停输叠加封堵施工方法特点

1.1 安全可靠

利用停输叠加封堵作业方式将超高压封堵转换为高压封堵,可有效降低封堵点处管道压力,在不影响施工进度的基础上大幅提升封堵成功率,保证施工作业安全可靠。

1.2 施工周期短

输油管道高压封堵压力一般为2.5～5 MPa,与超高压封堵作业相比,夹板阀、联箱、开孔机等机械设备的安装、试压流程相对简单,法兰结合面之间的安装误差、螺栓紧固的扭力倍数、密封材料、密封垫片等装配精度要求不高,安装调试时间短,可有效降低施工总时长。

1.3 成本低

当输油管道运行压力大于10 MPa时,无法采用带压开孔封堵作业方法,常采用停输放空置换的传统方式。该方式需消耗大量氮气,造成管路长时间停输,原油管道存在凝管风险。而对于没有油库依托的高落差超高压输油管道,还要清空管内存油,需调集大量移动式油罐车对油品进行拉运、转存,导致施工时间长、成本高以及风险大,而采用停输叠加封堵施工方法可减少施工步骤,缩短停输时长,降低氮气消耗量,从而大幅降低施工成本及管道运行方损失。

2 操作要点

以中国西南地区某原油管道阀室更换阀门项目为例,阐述高落差超高压输油管道停输叠加封堵施工步骤及要点。

2.1 施工准备

2.1.1 作业坑准备

本次动火由于下游1#高点检测阀室高程为2 708.3 m,需要在1#封堵点(k13+507 m)和2#封堵点(k5+300 m)进行两次封堵。1#封堵点高程为2 250.0 m,静压为3.6 MPa；2#封堵点高程为1 650.7 m,静压约为8.5 MPa。某原油管道高程图,见图1。根据水力计算管道静压,选择管道封堵点位置,见图2。人工开挖探坑,在开挖前使用管线探测仪确认管道及光缆的走向和埋深。

图1 某原油管道高程图

图2 封堵点选择示意图

2.1.2 三通焊接位置确认

开孔位置及封堵位置尽量选择在直管上。剥离防腐层,注意不要损伤运行管道,防腐层清除长度应比三通长度每侧均长100 mm以上[5]。焊接三通处壁厚必须满足允许带压施焊的要求,管道椭圆度小于管径的1%。开孔筒刀切削部位错开管道本体焊缝,无法错开时,对切削部位的管道本体焊缝进行适当打磨[6]。

2.2 三通短节带压施焊

2.2.1 安装三通短节

将三通上护板(带法兰部分)用三脚架、吊链吊起放到管道上,当管道本体焊缝余高影响组对间隙要求时,宜适量打磨管道螺旋焊缝和直焊缝,以使三通护板与管道间隙符合以下要求:主管道为DN500及以上规格,间隙为2.5～4 mm;主管线为DN500及以下规格,间隙为1.5～2 mm。三通法兰面与管道轴线应保持平行,误差不应大于1 mm,三通法兰面中轴线与管道轴线距离小于1.5 mm[7-8]。

2.2.2 带压施焊压力计算

管道带压施焊时,压力需满足SY/T 6150.1—2017《钢质管道封堵技术规范第1部分:塞式、筒式封堵》[9]中的要求,管道允许带压施焊压力计算公式为:

(1)

式中:p为管道允许带压施焊的压力,MPa;σs为管材最小屈服极限,MPa;t为焊接处管道实际壁厚,mm;c为因焊接引起的壁厚修正量,mm;D为管道外径,mm;F为安全系数。

根据式(1)计算得出带压焊接管道允许运行压力。

2.2.3 三通带压焊接

1)焊接前安装好消除静电接地装置,用专用固定橡胶带将铜编带固定在焊口附近管道上,然后将铜编带引出作业坑外接地,接地电阻不应大于10 Ω。按照焊接工艺规程要求对焊条进行加热烘干。

2)两侧纵焊缝应同时焊接，纵焊缝焊接时应加垫板，不应与管道母材直接焊接。焊接前可采用火焰加热方法对焊道进行预热。

3)纵焊缝按要求焊接完成并打磨飞溅后，应预热并立即开始焊接三通环焊缝。环焊缝焊接时应先完成一侧焊接,彻底释放应力之后,再进行另一侧环焊缝焊接。环焊缝应先焊接预堆层，预堆层禁止与护板相连。

4)三通护板厚度不大于1.4倍管壁厚度时，护板端面焊接高度应与护板厚度一致；三通护板厚度大于1.4倍管壁厚度时，护板端面焊接高度应等于1.4倍管壁厚。

5)管径大于DN500的管道开封堵孔时应焊接防涨圈,防止鞍形板变形导致中心钻断裂[11]。

2.3 三通焊缝无损检测

检测焊缝宜采用超声波探伤或磁粉探伤[12]。目前三通焊缝应检测四次，打底根焊完成后检测一次，填充至50%时再检测一次，盖面完成后再检测第三次。焊接结束24 h后进行延迟裂纹复检测(超声+磁粉)。

2.4 管道开孔

2.4.1 安装夹板阀

在三通底部安装千斤顶,以支撑三通上开孔设备的重量;安装夹板阀时,应检查其各部件是否移动灵活,如不灵活,需更换夹板阀;检查各密封面是否老化、变形、损伤等,如有问题,应立即更换密封装置[13]。

2.4.2 安装开孔机

安装开孔机与开孔联箱:在开孔机主轴上安装刀具结合器;检查中心钻U型卡环是否能灵活转动和有无损伤;在刀具结合器上安装筒刀及中心钻;测量筒刀外齿的直径;测量中心钻尖到开孔联箱法兰面的距离;测量筒刀刀齿到开孔联箱法兰面的距离[14];将开孔机安装至夹板阀上;均匀地拧紧螺母;安装开孔结合器上平衡孔阀门和放气孔阀门。

2.4.3 开孔设备整体试压

对开孔机及夹板阀进行试压,试压介质可采用瓶装氮气,试验压力应为开孔作业时管道内运行压力的1.1倍;检查开孔机及夹板阀各密封面是否泄漏,无泄漏为合格。

2.4.4 1#封堵点开孔

1#封堵点开孔时压力为3.6 MPa,根据计算得出满足开孔条件,可在管道运行状态下进行开孔。在进行第一处封堵点开孔作业时先开DN50平衡孔,再开封堵孔,最后开下囊孔[15]。管道开孔示意图见图3。

图3 管道开孔示意图

2.5 管道停输后1#封堵点封堵

管道停输后,通过站内观察及控制泄压,将第一处封堵点停输静压稳定在3.6 MPa左右，将组装好的封堵器安装至夹板阀上,进行管道封堵作业,管道封堵示意图见图4。封堵完成后需验证封堵效果[16]：对封堵点下游管段进行降压,使封堵头上下游形成压力差，持续 10 min 观察,如果下游段压力无变化,密封部位无泄漏声,或有微量泄漏且可控,说明封堵成功;否则说明封堵有泄漏,需要提起封堵头检查再重新下封堵;若再次封堵泄漏,则需更换封堵皮碗。

图4 管道封堵示意图

2.6 排油泄压

由于2#封堵点位于k5+300 m处,静压为8.6 MPa,无法满足封堵条件。1#封堵点成功封堵后,由首站进行工艺操作,将1#封堵点至首站之间管道油品直接卸入站内储油罐(根据图1计算约排150 m3油品),将2#封堵点压力降至5 MPa。

2.7 2#封堵点开孔

2#封堵点进行开孔作业,先开DN50平衡孔,再开封堵孔,最后开下囊孔,同1#封堵点开孔操作步骤一致。

2.8 2#封堵点封堵

2#封堵点封堵操作步骤同1#封堵点操作步骤。

2.9 动火点排油

确认2#封堵点封堵成功后;再次由首站进行工艺操作进行泄油,利用2#封堵点至首站高差(约50 m)进行油品自流进罐,排空50 m管道(约15 m3油),即排空动火点处油品。

2.10 动火点氮气置换

注氮作业示意图见图5。利用平衡孔和PG0101压力表短节进行注氮作业。平衡孔为注氮口,在PG0101压力表短节处检测氧含量,通过主阀及旁通阀的切换对主管道和旁通管道进行氮气置换。注氮完成后,在囊孔内安装隔离囊,隔离囊充压介质为氮气,囊内压力应保持在0.02 MPa。

图5 注氮作业示意图

2.11 断管焊接作业

2.11.1 冷切割断管

检测动火管道内可燃气体浓度，当可燃气体浓度小于爆炸下限10%为合格，断管位置两侧管道要做接地，断管位置需确保后续焊接时相邻焊缝距离大于1.5倍管外径。

2.11.2 动火焊接连头

在焊接工作开始前,消除作业坑内的易燃物品，用铜带固定在焊接管道上，另一端连接至作业坑外接地网。用接地电阻测试仪测试接地电阻,接地电阻不大于4 Ω;用可燃气体检测仪监测作业坑可燃气体浓度,在安全范围内时方可焊接;用管道消磁机对焊接处进行消磁,彻底消磁后方可焊接[17];严格按照管道焊接工艺规程要求进行焊接。

2.11.3 焊缝无损检测

焊缝外观检查合格后应对其进行无损探伤[18]。无损探测应按SY/T 4109—2013《石油天然气钢质管道无损检测》的规定执行[12],在焊接完成24 h后,对焊缝进行延迟裂纹检测。焊缝检测宜采用超声波检测和射线检测的方式共同确认检测结果[19]。检测结果合格后对焊缝进行防腐作业。