原油集輸管道內腐蝕修復技術探究與應用*

戰 征

(中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 巴音郭楞 841600)

塔河油田是國內第一個海相沉積碳酸鹽油田，采出液介質具有“高含H2S、高含CO2、高含Cl-、高含H2O、高礦化度、低pH值”的“五高一低”特點，管道內介質腐蝕環境惡劣，同時鹽水掃線引入大量溶解氧，也進一步加重了地面原油管道腐蝕。主要表現為管道內腐蝕引發穿孔，頻繁的腐蝕穿孔帶來了較大的安全環保壓力，增加了搶修維護成本。為了有效提升原油管道防腐性能和延長使用壽命，同時滿足經濟、安全、高效的要求，引進高溫聚烯烴管(HTPO)內穿插修復技術和高壓復合軟管(HPCH)內穿插修復技術。兩種管道內穿插修復技術實施后原油管道腐蝕穿孔次數和污染治理費用較前期分別下降61%和57%，取得了顯著的治理效果，有效降低了生產成本和安全環保風險[1-3]。

1 HTPO內穿插修復技術

1.1 工藝原理及關鍵性能指標

HTPO內穿插修復工藝技術是利用原金屬管的剛性和強度為承力結構，結合非金屬內襯管耐腐蝕、耐高溫、耐磨損和不易滲透的特點形成的抗腐蝕復合結構。HTPO管聚合過程中形成乙烯和辛烯共聚物，使耐溫性能提高，長期服役溫度達75 ℃。HTPO關鍵性能參數指標見表1。

表1 HTPO管關鍵性能參數指標

1.2 技術實施過程

1.2.1 分段定位及開挖操作坑

穿插過程中最大允許牽引力等于內穿插非金屬管壁與鋼管壁之間的摩擦力時的長度即為分段定位位置，同時也是操作坑開挖、分段清管的位置[4]。

一般情況下需要在井場段入地位置、中間段分段點、進計轉站出地位置及彎頭處四類位置開挖操作坑，正常情況下操作坑尺寸不超過：24 m×2 m×1.5 m，特殊情況下可適當擴大；操作坑放坡系數為1∶1.5，坑深宜挖至管底懸空0.5 m，必須有臺階通道和防坍塌措施。標準操作坑示意圖見圖1。

圖1 標準操作坑示意

1.2.2 管線清管及管線通徑除瘤

管線清管作業采取“鹽水掃線+通球清管+事故流程回收”的工藝流程。管線通徑除瘤必須采用不動火直接斷管技術，采用牽引式動力設備物理除瘤。通常通徑規長度應小于300 mm。通徑規實物見圖2。

圖2 通徑規實物

1.2.3 HTPO管熔接

(1)熱熔設備要求

①加熱板溫度均勻，偏差為±5 ℃；

②壓力系統的壓力顯示分度值應不超過0.1 MPa；

③電壓波動為額定電壓的±15%。

(2)熱熔操作要求

①將管材連接端伸出夾具，自由長度不小于公稱直徑的10%，并校直對應管材，使其在同一軸線上，錯邊不大于壁厚的10%；

②將連接部位擦拭干凈，并銑削連接端面，使其與軸線垂直，切削厚度應小于0.2 mm；

③熔接溫度：夏季為205～210 ℃，冬季為210～215 ℃，熱熔時間為50～60 s，切換對接須在10 s內完成，加壓冷卻時間為6～7 min，自然冷卻時間大于20 min，保壓冷卻期間不得移動任何物件和施加外力。當環境溫度低于5 ℃時，管材端部2 m范圍內需要在大于5 ℃的環境下預熱40 min以上；

④熔接完成后進行氣密性試驗：壓力為0.1 MPa,穩壓1 h,無壓力降為合格。

(3)熔接質量控制

連接完成后，應對接頭進行100%的翻邊對稱性、接頭對正性檢驗，翻邊切除檢驗不小于10%。

①翻邊對稱性檢驗：接頭應具有沿管材整個圓周平滑對稱的翻邊，翻邊最低處應不低于管材表面；

②接頭對正性檢驗：焊縫兩側緊鄰翻邊的外圓周的任何一處錯邊量應不超過管材壁厚的10%；

③翻邊切除檢驗：翻邊應是實心、圓滑的，根部較寬，翻邊下側不應有雜質、小孔、扭曲和損壞，每隔50 mm進行180°背彎試驗，不應有開裂，接縫處不得露出熔合線。

1.2.4 試拉與穿插

管體采取“O型”等徑壓縮內穿插工藝，管材縮徑量應為外徑的5%～10%。試拉管材長度應小于2.5 m，試拉管材表面劃痕深度須小于壁厚的10%或絕對深度不超過1 mm。若試拉不合格，必須重新清管除瘤直至試拉合格。實施穿插時利用導向輪，在牽引機作用下將管材插入管線內，穿插全過程進行拉力實時監測，拉力值應小于屈服強度的50%與內襯管橫截面積的乘積。利用管材自身記憶特點自然釋放至完全恢復，恢復時間應不小于24 h，同時對管材外徑進行測量。

1.2.5 連頭與斷口連接

內襯管斷口連接宜采用電熔套筒連接工藝。

(1)電熔設備要求

①溫度傳感器精度偏差為±1 ℃；

②電壓偏差為設定電壓的±1.5%，電流偏差為額定電流的±1.5%，熔接時間為理論時間的±1%；

③冷卻期間不得移動任何物件和施加外力。

(2)電熔操作要求

①應將管材連接部分擦拭干凈；

②過渡管和彎頭的電熔套連接部分，須將表面氧化層清理干凈，刮削厚度應為0.1～0.2 mm；

③將管材插入電熔承插管件承口內至長度標記位置，檢查配合尺寸，通電前應校直對應的連接件，使其在同一軸線上，采用專用工具固定。

(3)電熔質量控制

①接縫處不應有熔融料溢出；

②電熔管件內不應有電阻絲擠出；

③觀察孔內應有少量熔融料溢出，但不能呈流淌狀。

金屬鋼管斷口連接一般采用鋼包裹和注塑法蘭連接工藝。

外包裹采用“鋼變徑+外套鋼管”套接焊的方式連接，鋼包裹環空采用水泥砂漿填充，砂漿強度MU7.5，建議水泥∶砂∶水為1∶2∶0.4。灌漿過程中不停振搗，水泥砂漿必須全部充滿環空，待水泥砂漿完全凝固后再封口。冬季施工時，套袖灌漿應采用400號以上強度等級的水泥，外加防凍劑、速凝劑，固化時間8 h，要求保溫，嚴防結冰。焊接完畢后進行復檢，檢測比例應不低于焊口的10%，且不低于1道。采用射線照相或超聲波檢測，Ⅲ級為合格，也可進行滲透或磁粉探傷檢測，無缺陷為合格。

內襯管與其他材質管件連接時，宜采用注塑法蘭外加鋼包裹連接工藝，不應采用翻邊法蘭連接工藝，注塑法蘭材質與內襯管一致，法蘭密封面應有水線，與鋼包裹施工工藝相同。

1.2.6 試壓驗收

試壓前在管線兩端安裝環空排氣壓力表，脹管后內襯環形空間排氣要徹底，試壓期間內襯環形空間排氣孔閥門保持開通狀態且壓力為零，試驗壓力為4 MPa，緩慢升壓至試壓壓力的30%和60%，穩壓30 min無壓力降；緩慢升壓至試驗壓力，穩壓24 h，壓力降不大于試驗壓力的1%為合格。

鋼包裹除銹須達到St2級，表面做加強級環氧煤瀝青防腐處理，鋼包裹與原管道斷管位置間連接防腐保溫不低于原管線等級。

每個斷管位置設置標識樁，標注管線名稱及規格等信息，記錄管線斷點坐標，恢復管壟及地貌，施工完成。

2 高壓復合軟管內穿插修復技術

2.1 工藝原理及關鍵性能指標

HPCH內穿插修復工藝是將高壓復合軟管進行縮徑變形(壓U)后插入金屬管道，通過打壓使軟管恢復到原始狀況與金屬管道緊密貼合，起到隔離腐蝕介質、防止管道腐蝕的作用[5]。HPCH管為防腐層、加強層和耐磨層等三層復合結構[6](見圖3)。 高壓復合軟管性能參數見表2。

圖3 高壓復合軟管結構

表2 高壓復合軟管性能參數

2.2 實施過程

2.2.1 工藝流程

施工準備→關井掃線→管道檢測→走向及彎頭探測→開挖操作坑→金屬管道分段切割→管道清洗→通徑→軟管縮徑變形→分段穿插→打壓復原定型→環空排氣→分段點連接→整體試壓→外防腐保溫修復→回填操作坑→驗收投產[7]。

2.2.2 斷口連接

高壓連續復合軟管斷口采用法蘭連接，兩端法蘭連接軟管壓環，將高壓復合軟管緊緊壓實在管道內壁，再通過鋼管預先設置的注膠口向環形空間內填充短纖維與環氧樹脂的混合物，混合物凝固后即可將高壓復合軟管與金屬管內壁緊密貼合，最后封閉注膠口，見圖4。試壓驗收與HTPO內穿插工藝相同，完成施工。

圖4 分段點連接示意

3 現場應用與效果

3.1 HTPO內穿插修復工藝技術

對HTPO內穿插修復工藝技術在某區集油干線使用后進行評價，評價結論為，管內表面光滑平整，未發現腐蝕起泡、結垢結蠟；與外部鋼管結合緊密、無松動；內襯管有溶脹現象，未出現溶蝕。力學性能未變化，HTPO管與金屬管結合強度5.15 N/cm2；結合力強，維卡軟化溫度124.3 ℃，耐溫性能未變。預計可延長管線使用壽命20 a。

3.2 HPCH內穿插修復工藝技術

HPCH內穿插修復工藝技術在10區某單井管線使用，克服了彎頭多、水域面積大和一次性穿插距離長等困難， 解決了HTPO內穿插工藝無法施工的問題，一次性成功穿插長度1.5 km。該管線實施HPCH內襯投產后，井口回壓由前期平均的0.7 MPa升高至2.5 MPa，嚴重影響了油井正常生產和管線原油輸送能力。經過排查發現一處45°彎頭位置軟管和鋼管貼合不良，存在扭曲凹陷的情況，將其更換成6D彎頭，生產得以恢復。

4 結 論

HTPO內穿插修復技術可有效解決金屬集輸管線環保隱患問題，保障油氣安全輸送，有效延長管道使用壽命，減少了生產成本，有利于生產安全運行和生態環境保護，且HTPO管材無毒無害，為安全環保產品。

HPCH內穿插修復技術具有一次性穿插距離長、施工速度快、能通過大曲率彎頭、本體承壓高和減少操作坑數量等特點，為穿越大面積水域管線治理提供了技術支撐，但其通過較小曲率彎頭的能力需要進一步驗證。