原油集输管道内腐蚀修复技术探究与应用*

战 征

(中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 巴音郭楞 841600)

塔河油田是国内第一个海相沉积碳酸盐油田，采出液介质具有“高含H2S、高含CO2、高含Cl-、高含H2O、高矿化度、低pH值”的“五高一低”特点，管道内介质腐蚀环境恶劣，同时盐水扫线引入大量溶解氧，也进一步加重了地面原油管道腐蚀。主要表现为管道内腐蚀引发穿孔，频繁的腐蚀穿孔带来了较大的安全环保压力，增加了抢修维护成本。为了有效提升原油管道防腐性能和延长使用寿命，同时满足经济、安全、高效的要求，引进高温聚烯烃管(HTPO)内穿插修复技术和高压复合软管(HPCH)内穿插修复技术。两种管道内穿插修复技术实施后原油管道腐蚀穿孔次数和污染治理费用较前期分别下降61%和57%，取得了显著的治理效果，有效降低了生产成本和安全环保风险[1-3]。

1 HTPO内穿插修复技术

1.1 工艺原理及关键性能指标

HTPO内穿插修复工艺技术是利用原金属管的刚性和强度为承力结构，结合非金属内衬管耐腐蚀、耐高温、耐磨损和不易渗透的特点形成的抗腐蚀复合结构。HTPO管聚合过程中形成乙烯和辛烯共聚物，使耐温性能提高，长期服役温度达75 ℃。HTPO关键性能参数指标见表1。

表1 HTPO管关键性能参数指标

1.2 技术实施过程

1.2.1 分段定位及开挖操作坑

穿插过程中最大允许牵引力等于内穿插非金属管壁与钢管壁之间的摩擦力时的长度即为分段定位位置，同时也是操作坑开挖、分段清管的位置[4]。

一般情况下需要在井场段入地位置、中间段分段点、进计转站出地位置及弯头处四类位置开挖操作坑，正常情况下操作坑尺寸不超过：24 m×2 m×1.5 m，特殊情况下可适当扩大；操作坑放坡系数为1∶1.5，坑深宜挖至管底悬空0.5 m，必须有台阶通道和防坍塌措施。标准操作坑示意图见图1。

图1 标准操作坑示意

1.2.2 管线清管及管线通径除瘤

管线清管作业采取“盐水扫线+通球清管+事故流程回收”的工艺流程。管线通径除瘤必须采用不动火直接断管技术，采用牵引式动力设备物理除瘤。通常通径规长度应小于300 mm。通径规实物见图2。

图2 通径规实物

1.2.3 HTPO管熔接

(1)热熔设备要求

①加热板温度均匀，偏差为±5 ℃；

②压力系统的压力显示分度值应不超过0.1 MPa；

③电压波动为额定电压的±15%。

(2)热熔操作要求

①将管材连接端伸出夹具，自由长度不小于公称直径的10%，并校直对应管材，使其在同一轴线上，错边不大于壁厚的10%；

②将连接部位擦拭干净，并铣削连接端面，使其与轴线垂直，切削厚度应小于0.2 mm；

③熔接温度：夏季为205～210 ℃，冬季为210～215 ℃，热熔时间为50～60 s，切换对接须在10 s内完成，加压冷却时间为6～7 min，自然冷却时间大于20 min，保压冷却期间不得移动任何物件和施加外力。当环境温度低于5 ℃时，管材端部2 m范围内需要在大于5 ℃的环境下预热40 min以上；

④熔接完成后进行气密性试验：压力为0.1 MPa,稳压1 h,无压力降为合格。

(3)熔接质量控制

连接完成后，应对接头进行100%的翻边对称性、接头对正性检验，翻边切除检验不小于10%。

①翻边对称性检验：接头应具有沿管材整个圆周平滑对称的翻边，翻边最低处应不低于管材表面；

②接头对正性检验：焊缝两侧紧邻翻边的外圆周的任何一处错边量应不超过管材壁厚的10%；

③翻边切除检验：翻边应是实心、圆滑的，根部较宽，翻边下侧不应有杂质、小孔、扭曲和损坏，每隔50 mm进行180°背弯试验，不应有开裂，接缝处不得露出熔合线。

1.2.4 试拉与穿插

管体采取“O型”等径压缩内穿插工艺，管材缩径量应为外径的5%～10%。试拉管材长度应小于2.5 m，试拉管材表面划痕深度须小于壁厚的10%或绝对深度不超过1 mm。若试拉不合格，必须重新清管除瘤直至试拉合格。实施穿插时利用导向轮，在牵引机作用下将管材插入管线内，穿插全过程进行拉力实时监测，拉力值应小于屈服强度的50%与内衬管横截面积的乘积。利用管材自身记忆特点自然释放至完全恢复，恢复时间应不小于24 h，同时对管材外径进行测量。

1.2.5 连头与断口连接

内衬管断口连接宜采用电熔套筒连接工艺。

(1)电熔设备要求

①温度传感器精度偏差为±1 ℃；

②电压偏差为设定电压的±1.5%，电流偏差为额定电流的±1.5%，熔接时间为理论时间的±1%；

③冷却期间不得移动任何物件和施加外力。

(2)电熔操作要求

①应将管材连接部分擦拭干净；

②过渡管和弯头的电熔套连接部分，须将表面氧化层清理干净，刮削厚度应为0.1～0.2 mm；

③将管材插入电熔承插管件承口内至长度标记位置，检查配合尺寸，通电前应校直对应的连接件，使其在同一轴线上，采用专用工具固定。

(3)电熔质量控制

①接缝处不应有熔融料溢出；

②电熔管件内不应有电阻丝挤出；

③观察孔内应有少量熔融料溢出，但不能呈流淌状。

金属钢管断口连接一般采用钢包裹和注塑法兰连接工艺。

外包裹采用“钢变径+外套钢管”套接焊的方式连接，钢包裹环空采用水泥砂浆填充，砂浆强度MU7.5，建议水泥∶砂∶水为1∶2∶0.4。灌浆过程中不停振捣，水泥砂浆必须全部充满环空，待水泥砂浆完全凝固后再封口。冬季施工时，套袖灌浆应采用400号以上强度等级的水泥，外加防冻剂、速凝剂，固化时间8 h，要求保温，严防结冰。焊接完毕后进行复检，检测比例应不低于焊口的10%，且不低于1道。采用射线照相或超声波检测，Ⅲ级为合格，也可进行渗透或磁粉探伤检测，无缺陷为合格。

内衬管与其他材质管件连接时，宜采用注塑法兰外加钢包裹连接工艺，不应采用翻边法兰连接工艺，注塑法兰材质与内衬管一致，法兰密封面应有水线，与钢包裹施工工艺相同。

1.2.6 试压验收

试压前在管线两端安装环空排气压力表，胀管后内衬环形空间排气要彻底，试压期间内衬环形空间排气孔阀门保持开通状态且压力为零，试验压力为4 MPa，缓慢升压至试压压力的30%和60%，稳压30 min无压力降；缓慢升压至试验压力，稳压24 h，压力降不大于试验压力的1%为合格。

钢包裹除锈须达到St2级，表面做加强级环氧煤沥青防腐处理，钢包裹与原管道断管位置间连接防腐保温不低于原管线等级。

每个断管位置设置标识桩，标注管线名称及规格等信息，记录管线断点坐标，恢复管垄及地貌，施工完成。

2 高压复合软管内穿插修复技术

2.1 工艺原理及关键性能指标

HPCH内穿插修复工艺是将高压复合软管进行缩径变形(压U)后插入金属管道，通过打压使软管恢复到原始状况与金属管道紧密贴合，起到隔离腐蚀介质、防止管道腐蚀的作用[5]。HPCH管为防腐层、加强层和耐磨层等三层复合结构[6](见图3)。 高压复合软管性能参数见表2。

图3 高压复合软管结构

表2 高压复合软管性能参数

2.2 实施过程

2.2.1 工艺流程

施工准备→关井扫线→管道检测→走向及弯头探测→开挖操作坑→金属管道分段切割→管道清洗→通径→软管缩径变形→分段穿插→打压复原定型→环空排气→分段点连接→整体试压→外防腐保温修复→回填操作坑→验收投产[7]。

2.2.2 断口连接

高压连续复合软管断口采用法兰连接，两端法兰连接软管压环，将高压复合软管紧紧压实在管道内壁，再通过钢管预先设置的注胶口向环形空间内填充短纤维与环氧树脂的混合物，混合物凝固后即可将高压复合软管与金属管内壁紧密贴合，最后封闭注胶口，见图4。试压验收与HTPO内穿插工艺相同，完成施工。

图4 分段点连接示意

3 现场应用与效果

3.1 HTPO内穿插修复工艺技术

对HTPO内穿插修复工艺技术在某区集油干线使用后进行评价，评价结论为，管内表面光滑平整，未发现腐蚀起泡、结垢结蜡；与外部钢管结合紧密、无松动；内衬管有溶胀现象，未出现溶蚀。力学性能未变化，HTPO管与金属管结合强度5.15 N/cm2；结合力强，维卡软化温度124.3 ℃，耐温性能未变。预计可延长管线使用寿命20 a。

3.2 HPCH内穿插修复工艺技术

HPCH内穿插修复工艺技术在10区某单井管线使用，克服了弯头多、水域面积大和一次性穿插距离长等困难， 解决了HTPO内穿插工艺无法施工的问题，一次性成功穿插长度1.5 km。该管线实施HPCH内衬投产后，井口回压由前期平均的0.7 MPa升高至2.5 MPa，严重影响了油井正常生产和管线原油输送能力。经过排查发现一处45°弯头位置软管和钢管贴合不良，存在扭曲凹陷的情况，将其更换成6D弯头，生产得以恢复。

4 结 论

HTPO内穿插修复技术可有效解决金属集输管线环保隐患问题，保障油气安全输送，有效延长管道使用寿命，减少了生产成本，有利于生产安全运行和生态环境保护，且HTPO管材无毒无害，为安全环保产品。

HPCH内穿插修复技术具有一次性穿插距离长、施工速度快、能通过大曲率弯头、本体承压高和减少操作坑数量等特点，为穿越大面积水域管线治理提供了技术支撑，但其通过较小曲率弯头的能力需要进一步验证。