李德純，馬慶春，楊明華，范玉斌

（1．清華大學(xué)電機(jī)工程與應(yīng)用電子技術(shù)系，北京100084；2．勝利油田分公司海洋采油廠，山東東營(yíng)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(yè)公司海洋試油大隊(duì)，山東東營(yíng)257077）

原位管道內(nèi)涂層防腐技術(shù)在海上集輸管線應(yīng)用

李德純1，2，馬慶春2，楊明華3，范玉斌4

（1．清華大學(xué)電機(jī)工程與應(yīng)用電子技術(shù)系，北京100084；2．勝利油田分公司海洋采油廠，山東東營(yíng)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(yè)公司海洋試油大隊(duì)，山東東營(yíng)257077）

油氣集輸管道容易腐蝕、結(jié)垢，造成壓力增高、能耗增加，并存在失效風(fēng)險(xiǎn)。介紹了集輸管道原位內(nèi)涂層防腐施工工藝，以及在ZX1海上平臺(tái)至陸地聯(lián)合站457mm管道的應(yīng)用實(shí)例。涂層材料為bar－rust 257多功能環(huán)氧樹(shù)脂，厚度為20～30μm，可有效降低輸油能耗，延長(zhǎng)管道使用壽命。

海上油氣田；管道腐蝕；內(nèi)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(shí)進(jìn)行。目前，CD油田主要依靠管道方式進(jìn)行油氣水的輸送，隨著管線投用時(shí)間增長(zhǎng)和采出液綜合含水上升，管線內(nèi)表面存在腐蝕、結(jié)垢，造成流體輸送壓力增大、能耗增加，管線損壞的風(fēng)險(xiǎn)在逐年遞增［1－2］。

管道的內(nèi)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(shè)備早期腐蝕失效，對(duì)低碳鋼的腐蝕速率為3～6mm·a－1，甚至高達(dá)7mm·a－1；H2S的腐蝕破壞表現(xiàn)為由點(diǎn)蝕導(dǎo)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(yīng)力腐蝕破裂和氫脆。多相流對(duì)油田開(kāi)發(fā)和生產(chǎn)過(guò)程的管道、設(shè)備的腐蝕很?chē)?yán)重。海洋油氣管道的腐蝕不是簡(jiǎn)單的單相腐蝕，涉及到油氣水及固體顆粒多相共存流動(dòng)狀態(tài)下的腐蝕［3］。在油田應(yīng)用廣泛的油氣集輸管道內(nèi)，防腐技術(shù)主要有緩蝕劑防腐、涂料防腐、電鍍、復(fù)合管防腐等。

原位管道內(nèi)涂層技術(shù)是涂料防腐的1種，在管道鋪設(shè)完成或投入使用后，在不移動(dòng)管道或分段拆除的情況下，經(jīng)過(guò)試壓、清潔、涂層通球等施工流程，對(duì)管道內(nèi)表面涂敷完整的防腐層，以防止管內(nèi)含水原油腐蝕管道內(nèi)壁［4－6］。該項(xiàng)內(nèi)防腐技術(shù)將有效防止腐蝕危害，延長(zhǎng)管道使用壽命，提高海上原油生產(chǎn)的安全性。2011－11，美國(guó)CHIS公司對(duì)ZX1平臺(tái)至陸地聯(lián)合站457mm復(fù)線進(jìn)行原位內(nèi)涂層施工。457mm復(fù)線海底部分為雙層管線，全長(zhǎng)9 448m，材質(zhì)457API5LX56，設(shè)計(jì)壓力4．0MPa，設(shè)計(jì)使用時(shí)間20a，這是我國(guó)首次在海洋工程中使用該技術(shù)。

1 施工流程

原位管道內(nèi)涂層工藝主要包括表面處理和涂敷2個(gè)過(guò)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(nèi)壁表面處理和涂敷的順利施工做準(zhǔn)備；機(jī)械清管、管道干燥等步驟是表面處理的工藝過(guò)程；涂料的涂敷在涂層通球這一步完成，根據(jù)需要可以多次通球以達(dá)到工藝要求。經(jīng)過(guò)上述步驟后對(duì)涂層施工質(zhì)量進(jìn)行驗(yàn)收，并恢復(fù)收發(fā)球端。

機(jī)械清管、化學(xué)清管、鈍化處理、管道干燥以及涂敷涂料施工過(guò)程需要反復(fù)通球，所用的清潔水、化學(xué)試劑和涂料等流體都是按如圖2所示的“夾注”方式進(jìn)行，“夾注”的目的是使流體在管道內(nèi)形成不同長(zhǎng)度的段塞，段塞中的流體通過(guò)與管道內(nèi)壁作用而達(dá)到各步驟的技術(shù)要求。

圖1 原位管道內(nèi)涂層施工流程

圖2 原位管道內(nèi)涂層施工示意

2 原位管道內(nèi)涂層工藝應(yīng)用實(shí)例

2．1 施工準(zhǔn)備

施工前的準(zhǔn)備工作主要是根據(jù)CHIS公司要求提供發(fā)球端和直管段圖紙，對(duì)收發(fā)球端進(jìn)行改造，便于施工；另外，還需對(duì)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(wěn)壓2h。

2．2 管道內(nèi)表面處理

2．2．1 機(jī)械清管

機(jī)械清管的目的是將管道中的機(jī)械雜質(zhì)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(jī)械清管的工藝過(guò)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(shí)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(shí)段塞組成 鋼絲清潔球＋60m水＋鋼絲清潔球。

2．2．2 化學(xué)清管

化學(xué)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(xué)清管的施工過(guò)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(shí)段塞組成 鋼絲清潔球＋40m清潔劑＋鋼絲清潔球。

3） 夾注水時(shí)段塞組成 鋼絲清潔球＋50m水＋鋼絲清潔球。

4） 鹽酸清洗時(shí)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(shí)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(lái)清除管道內(nèi)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(yù)處理，以防止對(duì)碳鋼造成嚴(yán)重腐蝕；另外，需要測(cè)定發(fā)球端注入鹽酸的質(zhì)量分?jǐn)?shù)和收球端回收鹽酸的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，以便對(duì)酸洗情況判斷；還需對(duì)管線清潔度進(jìn)行判斷。鹽酸清洗和水沖洗鹽酸步驟反復(fù)進(jìn)行，直到酸的質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(guò)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(dòng)清管器通球。

2） 夾注弱酸時(shí)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(jìn)行一輪。磷酸鈍化的目的是沖洗殘余的氧化物并進(jìn)一步鈍化管道內(nèi)壁?？寡趸赐ㄇ蛑饕菫榱司徑夤軆?nèi)由于磷酸制劑通球造成的低pH值，同時(shí)也進(jìn)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(nèi)壁殘余水分濕氣。溶劑干燥通球之后管道需要立即進(jìn)行置換干燥空氣，收發(fā)球端的溫度、相對(duì)濕度和露點(diǎn)等數(shù)據(jù)都需要監(jiān)測(cè)和記錄，以用做干燥效果判定。

1） 管道干燥施工過(guò)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(huán)氧樹(shù)脂，是一種雙組分粉料，2個(gè)組分將在現(xiàn)場(chǎng)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(shí)際時(shí)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(lái)加快干燥速度，同時(shí)也防止內(nèi)管壁潮氣積聚。

1） 管道涂層施工過(guò)程 涂層通球→涂層干燥→反復(fù)涂敷。

2） 涂層通球時(shí)的段塞組成是 涂層球＋雙組份涂料10m＋涂層球。

2．4 涂層驗(yàn)收

涂層驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)按照表1中的要求執(zhí)行。

表1 原位管道內(nèi)涂層驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)

3 技術(shù)要點(diǎn)

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

2） 操作壓力 管道內(nèi)須有一定的背壓，以便收／發(fā)球端對(duì)球速進(jìn)行控制。此項(xiàng)目中使用0．5 MPa操作壓力，運(yùn)行壓力＜1．0MPa。當(dāng)2個(gè)球在夾注液體通球時(shí)，由收球端準(zhǔn)確控制背壓，這樣可以避免液柱在高度變化時(shí)分離，同時(shí)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(rèn)出酸溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)的變化，用離心法測(cè)定固體含量。當(dāng)樣品表明通球后酸的沒(méi)有明顯降低（＜3%的消耗）且樣品中沒(méi)有大量的固體物質(zhì)時(shí)（＜2%的固體物含量），該管道則被認(rèn)定為清潔。

5） 管道內(nèi)壁光滑程度要求 在完成全部管道機(jī)械及化學(xué)清潔通球后，測(cè)試氯化物含量須＜300 mg／L，管道pH值為7～10，最終管道內(nèi)表面的光潔度應(yīng)該能達(dá)到SA2更好，以達(dá)到噴砂處理效果。

6） 空氣質(zhì)量 施工過(guò)程中所用空氣應(yīng)無(wú)油、干燥。要求空氣露點(diǎn)＜－5℃，以避免管壁潮氣的形成和積聚。

4 應(yīng)用效果

4．1 節(jié)約能耗

原位管道內(nèi)涂層施工驗(yàn)收后，此管道便投入使用，因457mm復(fù)線與原管道管內(nèi)徑相同，可通過(guò)管線參數(shù)和輸油泵的電流變化情況判斷原位管道內(nèi)涂層施工效果。經(jīng)測(cè)試，457mm復(fù)線壓力比457 mm管線壓力降低1MPa，輸油泵（共4臺(tái)）的電流平均降低40A，電壓為380V，每年節(jié)約電能：W＝380V×40A×365d×24h×4＝532 608kW·h

4．2 延長(zhǎng)管線使用壽命

管道內(nèi)涂層的設(shè)計(jì)使用壽命是10a，可以有效減緩管道內(nèi)壁的腐蝕，延長(zhǎng)管道的使用壽命。特別是對(duì)于已經(jīng)投產(chǎn)和在用的集輸管道，通過(guò)使用此技術(shù)將大幅提高其安全性和經(jīng)濟(jì)性。另外，本次應(yīng)用是在未投產(chǎn)的輸油管線上進(jìn)行，對(duì)于已經(jīng)投產(chǎn)或有腐蝕問(wèn)題的管線也可進(jìn)行施工，以延長(zhǎng)管線的使用壽命。

5 結(jié)論

1） 因生產(chǎn)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(fēng)險(xiǎn)。結(jié)垢使輸送壓力增高，能耗增加。

2） 勝利油田引進(jìn)了美國(guó)CHIS公司開(kāi)發(fā)的原位管道內(nèi)涂層技術(shù)和施工工藝，并成功應(yīng)用于海上CD油田，對(duì)延長(zhǎng)管道壽命、保證安全生產(chǎn)起到了重要作用。

3） CD油田采出水具有較強(qiáng)的結(jié)垢趨勢(shì)，如何在高含水輸油管線中實(shí)現(xiàn)阻垢是將來(lái)要面臨的課題。添加阻垢劑被認(rèn)為是簡(jiǎn)便易行的方法。另外，在對(duì)輸油管線進(jìn)行內(nèi)涂層施工時(shí)，可以考慮在涂料中添加除垢成分，以減少成垢物質(zhì)在管壁上的粘附。

4） 地層中攜帶出來(lái)的砂在管線中積聚，易造成管線堵塞。另外，砂粒可能會(huì)對(duì)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(tǒng)也是亟待解決的問(wèn)題。

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

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Application of In Situ Internal Coating Process in Offshore Pipeline

LI De－chun1，2，MA Qing－chun2，YANG Ming－h(huán)ua3，F(xiàn)AN 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(shù)及設(shè)備管理工作，E－mail：ldc79＠live．cn。