原位管道內涂層防腐技術在海上集輸管線應用

李德純，馬慶春，楊明華，范玉斌

（1．清華大學電機工程與應用電子技術系，北京100084；2．勝利油田分公司海洋采油廠，山東東營257237；3．江西飛龍鉆頭制造有限公司，江西宜春，336000；4．勝利油田井下作業公司海洋試油大隊，山東東營257077）

原位管道內涂層防腐技術在海上集輸管線應用

李德純1，2，馬慶春2，楊明華3，范玉斌4

（1．清華大學電機工程與應用電子技術系，北京100084；2．勝利油田分公司海洋采油廠，山東東營257237；3．江西飛龍鉆頭制造有限公司，江西宜春，336000；4．勝利油田井下作業公司海洋試油大隊，山東東營257077）

油氣集輸管道容易腐蝕、結垢，造成壓力增高、能耗增加，并存在失效風險。介紹了集輸管道原位內涂層防腐施工工藝，以及在ZX1海上平臺至陸地聯合站457mm管道的應用實例。涂層材料為bar－rust 257多功能環氧樹脂，厚度為20～30μm，可有效降低輸油能耗，延長管道使用壽命。

海上油氣田；管道腐蝕；內涂層；工藝

勝利油田海上CD油田的油氣處理在海上和陸上同時進行。目前，CD油田主要依靠管道方式進行油氣水的輸送，隨著管線投用時間增長和采出液綜合含水上升，管線內表面存在腐蝕、結垢，造成流體輸送壓力增大、能耗增加，管線損壞的風險在逐年遞增［1－2］。

管道的內部腐蝕主要由CO2、H2S和多相流引起的。CO2可引起石油天然氣管道和設備早期腐蝕失效，對低碳鋼的腐蝕速率為3～6mm·a－1，甚至高達7mm·a－1；H2S的腐蝕破壞表現為由點蝕導致局部壁厚減薄、蝕坑或穿孔，H2S還將引起鋼材的氫鼓泡、硫化合物應力腐蝕破裂和氫脆。多相流對油田開發和生產過程的管道、設備的腐蝕很嚴重。海洋油氣管道的腐蝕不是簡單的單相腐蝕，涉及到油氣水及固體顆粒多相共存流動狀態下的腐蝕［3］。在油田應用廣泛的油氣集輸管道內，防腐技術主要有緩蝕劑防腐、涂料防腐、電鍍、復合管防腐等。

原位管道內涂層技術是涂料防腐的1種，在管道鋪設完成或投入使用后，在不移動管道或分段拆除的情況下，經過試壓、清潔、涂層通球等施工流程，對管道內表面涂敷完整的防腐層，以防止管內含水原油腐蝕管道內壁［4－6］。該項內防腐技術將有效防止腐蝕危害，延長管道使用壽命，提高海上原油生產的安全性。2011－11，美國CHIS公司對ZX1平臺至陸地聯合站457mm復線進行原位內涂層施工。457mm復線海底部分為雙層管線，全長9 448m，材質457API5LX56，設計壓力4．0MPa，設計使用時間20a，這是我國首次在海洋工程中使用該技術。

1 施工流程

原位管道內涂層工藝主要包括表面處理和涂敷2個過程。主要施工流程如圖1。收球端改造和管道試壓是為管道內壁表面處理和涂敷的順利施工做準備；機械清管、管道干燥等步驟是表面處理的工藝過程；涂料的涂敷在涂層通球這一步完成，根據需要可以多次通球以達到工藝要求。經過上述步驟后對涂層施工質量進行驗收，并恢復收發球端。

機械清管、化學清管、鈍化處理、管道干燥以及涂敷涂料施工過程需要反復通球，所用的清潔水、化學試劑和涂料等流體都是按如圖2所示的“夾注”方式進行，“夾注”的目的是使流體在管道內形成不同長度的段塞，段塞中的流體通過與管道內壁作用而達到各步驟的技術要求。

圖1 原位管道內涂層施工流程

圖2 原位管道內涂層施工示意

2 原位管道內涂層工藝應用實例

2．1 施工準備

施工前的準備工作主要是根據CHIS公司要求提供發球端和直管段圖紙，對收發球端進行改造，便于施工；另外，還需對管道試壓，確定管道的密封性能和耐壓性能，管道加壓至1MPa，穩壓2h。

2．2 管道內表面處理

2．2．1 機械清管

機械清管的目的是將管道中的機械雜質及油污清除干凈，清管器按次序分別用了低密度泡沫球、中密度泡沫球和泡沫刷頭球。

1） 機械清管的工藝過程 泡沫清管器清潔管道→泡沫刷頭清管器清潔管道→凝膠夾注清潔管道→水夾注清潔管道。

2） 夾注凝膠時段塞組成 50m水＋鋼絲刷頭球＋50m水＋鋼絲刷頭球＋25m凝膠＋鋼絲清潔球。

3） 夾注水時段塞組成 鋼絲清潔球＋60m水＋鋼絲清潔球。

2．2．2 化學清管

化學清潔的目的是將管道中殘留的油污及銹清除干凈，以便露出金屬本色。

1） 化學清管的施工過程 清潔劑夾注清洗→清潔水沖洗→鹽酸清洗通球→鹽酸水沖洗。

2） 夾注清潔劑時段塞組成 鋼絲清潔球＋40m清潔劑＋鋼絲清潔球。

3） 夾注水時段塞組成 鋼絲清潔球＋50m水＋鋼絲清潔球。

4） 鹽酸清洗時段塞組成 鋼絲清潔球＋75m20%鹽酸＋鋼絲清潔球。

5） 用水沖洗鹽酸時段塞組成 涂層球＋50m水＋涂層球，每次酸洗之后，需要3～4次的水沖洗。

鹽酸清洗通球用來清除管道內的所有殘留氧化鐵和硫化鐵銹垢。在鹽酸注入管道前需要預處理，以防止對碳鋼造成嚴重腐蝕；另外，需要測定發球端注入鹽酸的質量分數和收球端回收鹽酸的質量分數，以便對酸洗情況判斷；還需對管線清潔度進行判斷。鹽酸清洗和水沖洗鹽酸步驟反復進行，直到酸的質量分數和鐵屑含量符合要求。

2．2．3 管道鈍化處理

1） 管道鈍化處理過程 弱酸夾注→磷酸試劑通球→抗氧化水漂洗通球→鋼絲雙向移動清管器通球。

2） 夾注弱酸時段塞組成 涂層球＋50m 10%的鹽酸＋涂層球。

3） 夾注磷酸的段塞組成 涂層球＋35m水＋涂層球＋75m磷酸＋涂層球＋35m水＋涂層球。

4） 抗氧化水漂洗段塞組成 鋼絲清潔球＋150m緩蝕劑＋鋼絲清潔球。

磷酸為95%的水和5%的磷酸混合制劑，通常磷酸試劑通球只需進行一輪。磷酸鈍化的目的是沖洗殘余的氧化物并進一步鈍化管道內壁。抗氧化水漂洗通球主要是為了緩解管內由于磷酸制劑通球造成的低pH值，同時也進一步鈍化管壁。

2．2．4 管道干燥

溶劑干燥目的主要是去除管內壁殘余水分濕氣。溶劑干燥通球之后管道需要立即進行置換干燥空氣，收發球端的溫度、相對濕度和露點等數據都需要監測和記錄，以用做干燥效果判定。

1） 管道干燥施工過程 溶劑干燥通球→干燥空氣置換處理。

2） 溶劑干燥通球段塞組成 鋼絲清潔球＋25m二氯甲烷＋鋼絲清潔球＋25m二氯甲烷＋鋼絲清潔球。

2．3 管道涂層

所用涂料是bar－rust 257多功能環氧樹脂，是一種雙組分粉料，2個組分將在現場混合，泵入到管道和涂敷球之間。每次涂層的干膜厚度約3．5～7．0μm，至少涂3次，最終厚度20～30μm。按照粉料的性能，2次涂敷間隔的實際時間由涂敷特征和表面溫度決定。涂敷后的管道使用干燥空氣置換吹掃來加快干燥速度，同時也防止內管壁潮氣積聚。

1） 管道涂層施工過程 涂層通球→涂層干燥→反復涂敷。

2） 涂層通球時的段塞組成是 涂層球＋雙組份涂料10m＋涂層球。

2．4 涂層驗收

涂層驗收標準按照表1中的要求執行。

表1 原位管道內涂層驗收標準

3 技術要點

1） 收發球的速度 所有的清潔及涂層使用定量夾注技術，通球速度控制在1～2m／s。

2） 操作壓力 管道內須有一定的背壓，以便收／發球端對球速進行控制。此項目中使用0．5 MPa操作壓力，運行壓力＜1．0MPa。當2個球在夾注液體通球時，由收球端準確控制背壓，這樣可以避免液柱在高度變化時分離，同時也確保管壁與流體的充分接觸。

3） 管道清潔情況判斷 每次酸洗需在收球筒中取樣，用滴定法分析并確認出酸溶液質量分數的變化，用離心法測定固體含量。當樣品表明通球后酸的沒有明顯降低（＜3%的消耗）且樣品中沒有大量的固體物質時（＜2%的固體物含量），該管道則被認定為清潔。

5） 管道內壁光滑程度要求 在完成全部管道機械及化學清潔通球后，測試氯化物含量須＜300 mg／L，管道pH值為7～10，最終管道內表面的光潔度應該能達到SA2更好，以達到噴砂處理效果。

6） 空氣質量 施工過程中所用空氣應無油、干燥。要求空氣露點＜－5℃，以避免管壁潮氣的形成和積聚。

4 應用效果

4．1 節約能耗

原位管道內涂層施工驗收后，此管道便投入使用，因457mm復線與原管道管內徑相同，可通過管線參數和輸油泵的電流變化情況判斷原位管道內涂層施工效果。經測試，457mm復線壓力比457 mm管線壓力降低1MPa，輸油泵（共4臺）的電流平均降低40A，電壓為380V，每年節約電能：W＝380V×40A×365d×24h×4＝532 608kW·h

4．2 延長管線使用壽命

管道內涂層的設計使用壽命是10a，可以有效減緩管道內壁的腐蝕，延長管道的使用壽命。特別是對于已經投產和在用的集輸管道，通過使用此技術將大幅提高其安全性和經濟性。另外，本次應用是在未投產的輸油管線上進行，對于已經投產或有腐蝕問題的管線也可進行施工，以延長管線的使用壽命。

5 結論

1） 因生產年度增加和原油含水上升，海洋油氣集輸管線受CO2、H2S腐蝕程度增加，存在失效風險。結垢使輸送壓力增高，能耗增加。

2） 勝利油田引進了美國CHIS公司開發的原位管道內涂層技術和施工工藝，并成功應用于海上CD油田，對延長管道壽命、保證安全生產起到了重要作用。

3） CD油田采出水具有較強的結垢趨勢，如何在高含水輸油管線中實現阻垢是將來要面臨的課題。添加阻垢劑被認為是簡便易行的方法。另外，在對輸油管線進行內涂層施工時，可以考慮在涂料中添加除垢成分，以減少成垢物質在管壁上的粘附。

4） 地層中攜帶出來的砂在管線中積聚，易造成管線堵塞。另外，砂粒可能會對涂層磨損，造成涂層破壞，不能起到防腐效果。因此，如何將地層出砂盡早清除出集輸系統也是亟待解決的問題。

［1］ 王 富．埕島油田含水原油管線運行狀況分析［J］．石油礦場機械，2010，39（4）：37－42．

［2］ 陳建華，張永興，李秀全，等．清管器發射和接收裝置的設計及應用［J］．石油礦場機械，2009，38（8）：82－84．

［3］ 史春軒，趙中華，張新杰，等．注水井管柱腐蝕分析及防護措施的應用［J］．石油礦場機械，2006，35（3）：87－89．

［4］ 崔 斌，臧國軍，趙 銳．油氣集輸管道內腐蝕及內防腐技術［J］．石油化工設計，2007，24（1）：51－54．

［5］ Leonard C．Choate．Developing and Advancing the State of the Art Technology of the In－Situ Internal Cleaning and Coating of Oil and Gas Pipelines［C］／／NACE International．CORROSION．Houston，Tx：NACE International 2001：1－10．

［6］ Daily J V．Alternate surface preparation procedure for applying internal in－situ pipeline coating［J］．Materials Performance，1990，29（8）：30－34．

Application of In Situ Internal Coating Process in Offshore Pipeline

LI De－chun1，2，MA Qing－chun2，YANG Ming－hua3，FAN Yu－bin4
（1．Department of Electrical Engineering，Tsinghua University，Beijing100084，China；2．Offshore Oil Production Plant，Shengli Oilfield Company，Dongying257237，China；3．Jiangxi Feilong Rock Bit Manufacture Co．，Ltd．，Yichun 336000，China；4．Downhole Service Company，Shengli Oilfield，Dongying257077，China）

In situ internal coating process and application of the process in the offshore pipeline from ZX1platform to union stations ashore．The process was completed through preparation，surface cleaning，coating process and inspection et al；dry film thickness was 20－30μm at last．This process can reduce energy costs and increased pipeline life．

offshore field；pipeline corrosion；internal coating；technology

book=65,ebook=65

TE952

：B

1001－3482（2012）06－0081－04

2012－02－16

李德純（1979－），男，湖南安化人，工程師，碩士，主要從事石油工程技術及設備管理工作，E－mail：ldc79＠live．cn。