李 凱 張賢波 李康銳 曹 宏 劉 宵

1.西安石油大學，陜西 西安 710065；

2.中國石油塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000

0 前言

位于塔克拉瑪干沙漠中央位置的某油田，自1996 年投入開發(fā)以來，至今已有各種油、氣、水管道300 余條，油田產(chǎn)出水礦化度高（90 000 mg／L），以（K+＋Na+）Cl-離子為主，油、氣、水、硫化氫等多相流腐蝕介質(zhì)共存，大部分為CaCl2型水，主要腐蝕因素為CO2、H2S、Cl-。這些腐蝕性物質(zhì)易導致集輸管道內(nèi)銹蝕，進而造成穿孔、泄漏等事故，帶來生產(chǎn)停止、環(huán)境污染等問題。 此外，腐蝕性物質(zhì)還使鋼管內(nèi)壁表面粗糙，增加運營費用，造成數(shù)億的損失。

隨著全球能源危機的凸顯及人們環(huán)保意識的增強，輸油、氣鋼質(zhì)管道的內(nèi)外保護越來越受到重視。 目前，外防腐技術已相對較成熟［1］，管道內(nèi)防腐施工技術，尤其是內(nèi)防腐現(xiàn)場補口作業(yè)的開發(fā)與應用顯得日益重要。2008 年，該油田更換了3#、4# 生產(chǎn)匯管，并進行了全線內(nèi)防腐作業(yè)。 但從2010 年起，管線開始在焊縫處頻繁刺漏，目前已累計發(fā)生刺漏80 余次。 經(jīng)判斷，其原因在于當時的內(nèi)防腐補口工藝存在缺陷，管線內(nèi)補口處工藝質(zhì)量不高，由此造成局部腐蝕，嚴重影響了安全生產(chǎn)。

1 管道內(nèi)防腐現(xiàn)場補口

管道內(nèi)防腐需分單根預制和現(xiàn)場補口兩個步驟進行。 隨著中國無溶劑涂料等技術的進步，單根預制階段的產(chǎn)品質(zhì)量已基本可以滿足各類輸送介質(zhì)條件的耐腐蝕要求，且預制生產(chǎn)也實現(xiàn)了工業(yè)自動化操作；但現(xiàn)場補口工藝目前還存在一些缺陷，成了管道內(nèi)防腐市場發(fā)展的瓶頸。

1.1 工作原理

管道內(nèi)噴涂主要由管道內(nèi)噴涂車完成， 其分為行走、供料、旋噴和控制四部分。 內(nèi)噴涂車工作時以220 V交流電作動力源，在管道內(nèi)沿正反兩個方向爬行，其平地最大爬行深度為30 m；工作時所有操作指令均通過控制箱上的按鍵來完成，操作人員可直觀、準確、方便地進行操作。 內(nèi)噴涂車供料系統(tǒng)由料倉和料泵組成，料倉內(nèi)的涂料通過電機帶動的齒輪泵被打入旋杯內(nèi)，旋噴電機以＞20 000 r/min 的旋噴轉速， 使旋杯內(nèi)涂料在強離心力的作用下高效率霧化，均勻噴涂在鋼管內(nèi)表面上，形成優(yōu)良的防腐層。

1.2 作業(yè)流程

現(xiàn)場補口作業(yè)流程主要由9 個部分組成，見圖1。

圖1 現(xiàn)場補口作業(yè)流程

1.3 影響因素及解決措施

1.3.1 環(huán)境因素及解決措施

a） 二級及以上風沙天氣嚴禁管道內(nèi)防腐現(xiàn)場補口施工作業(yè)。

b）夏季涂料不用加溫，春、秋、冬季必須對涂料預加溫，溫度在40 ℃左右為宜。

c） 若鋼管內(nèi)壁潮濕，噴涂施工前，需將鋼管預熱以驅(qū)除潮氣，預熱溫度控制在40～60 ℃。

d） 當環(huán)境溫度<25°C 時， 內(nèi)壁一次成濕膜厚度應達到250～300 μm，一次成干膜厚度應達到150～200 μm；當環(huán)境溫度25～40°C 時， 內(nèi)壁一次成濕膜厚度應達到350～400 μm，一次成干膜厚度應達到150～200 μm；當環(huán)境溫度>40°C 時，內(nèi)壁一次成濕膜厚度應達到250～300 μm，一次成干膜厚度應達到150～200 μm。

1.3.2 焊接質(zhì)量因素及解決措施

a）焊接工藝的選擇，建議采用焊接衍生物產(chǎn)生量少的工藝，如氬弧焊打底工藝［2］；在焊接對口時嚴格控制對口的錯邊量，焊縫余高不超過2 mm，過高焊瘤必須割掉重焊見，見圖2。

圖2 內(nèi)部焊縫缺陷防腐

b） 焊縫表面處理的質(zhì)量對形成的涂層質(zhì)量影響最大，因此，焊縫表面的清理質(zhì)量必須符合設計要求，新舊涂層搭接時，需嚴格保證原涂層表面拉毛寬度及搭接寬度的精度控制（補口幅度）。

c）為保證組對間隙均勻，定位時應保證接管內(nèi)壁平整，內(nèi)壁錯邊量不超過管壁厚度的10%，且≤15 mm。

d）焊口打磨、清潔的程度和坡口的斜度一般為Sa 2.5級， 保證平整、潔凈的焊縫表面使補口涂層具有良好附著力。

1.3.3 其它因素及解決措施

a）組對焊接必須充分考慮沙漠地勢，通常采取3 搭1 或4 搭1 方式，特殊地勢采取2 搭1 或1 搭1 方式，保證補口質(zhì)量。

b）在管端涂層處300～500 mm 寬幅， 模擬牽引速度進行噴涂，觀察3 min，測量濕膜厚度，觀察是否流掛，同時對補口車參數(shù)進行調(diào)整，之后將涂料擦洗干凈。

c）為避免死口過多，最好在三通處進行分組分向補口。 補口前需對三通處手工除銹和刷涂，或用軟軸除銹和噴涂裝置進行噴涂。 法蘭連接時手工除銹補口，對彎頭、三通等異型件進行一道口一補。

d）內(nèi)噴涂車后退速度一般為10 mm/s。

e） 噴涂后進行外觀檢查，不允許出現(xiàn)流淌、氣泡和不均勻等現(xiàn)象，然后進行兩頭封堵，下線進行堆放。 注意防止灰塵進入［3］。

2 沙漠地區(qū)管道內(nèi)防腐現(xiàn)場補口特點

2.1 流動風沙影響

塔克拉瑪干沙漠為世界上最大流動性沙漠，由于整個沙漠受西北和南北兩個盛行風向的交叉影響，風沙活動十分頻繁劇烈，每年3～10 月為風沙盛行期。 據(jù)測算，低矮沙丘每年可移動約20 m，最大風速達300 m/s，流動沙丘占80%以上。

風沙給管道內(nèi)防腐現(xiàn)場補口作業(yè)帶來很大困難，沙粒的存在會直接影響涂料與管壁的結合，進而縮短管道壽命［4］，故要求二級及以上風沙天氣嚴禁管道內(nèi)防腐現(xiàn)場補口作業(yè)。 沙漠地區(qū)進行管道內(nèi)防腐現(xiàn)場補口作業(yè)，首先需在進行補口噴涂前采取空壓機吹風，將焊口位置影響焊接的細小沙粒清除干凈。 為保證無沙粒被卡在焊縫位置，需在管道兩端進行正反方向兩次吹風，徹底清除管道內(nèi)細小沙粒。 吹風過程中，在管道出風端使用硬白紙進行檢查，直到不出現(xiàn)細小沙粒為止；其次，在噴涂過程中需采取一定防風措施，防止風沙進入管道內(nèi)破壞內(nèi)防腐噴涂層，見圖3；最后，在噴涂完畢后，需將管道兩端嚴實封堵并等待濕膜固化， 以防止沙粒進入補口位置，影響補口質(zhì)量。

2.2 起伏沙丘影響

塔克拉瑪干沙漠內(nèi)部沙丘連綿起伏，一般高70～80 m，最高可達250 m，管道的鋪設“蜿蜒”前行（見圖4），管道內(nèi)防腐現(xiàn)場補口工作受地形影響大，主要表現(xiàn)為：沙丘起伏影響管接頭的對接，管接頭的組對定位焊接是保證焊接質(zhì)量、促使管接頭背面成形良好的關鍵，如果組對間隙、鈍邊大小不合適，易造成內(nèi)凹、焊瘤、未焊透等缺陷，進而會直接影響后期的噴涂補口質(zhì)量；沙丘上下起伏將導致內(nèi)噴涂車在內(nèi)部噴涂時，涂層出現(xiàn)“下淌”現(xiàn)象，故需保證施工環(huán)境溫度不能太高，并在管道敷設之前對其走向位置進行推沙處理，以降低落差，另外可采取鋪墊、上吊等措施來保證后期焊接和補口的施工質(zhì)量。

2.3 溫差影響

塔克拉瑪干沙漠系暖溫帶干旱沙漠，夏天最高溫度可達67.2 ℃，年晝夜溫差＞40 ℃。相關記錄數(shù)據(jù)表明每年6 月8∶00 環(huán)境溫度為12 ℃左右，而15∶00 可以達到40 ℃左右，21∶00 為17 ℃左右［5］。 溫度變化對內(nèi)防腐涂料的固化時間和雙組份的配料將產(chǎn)生一定影響，不宜在較高溫度下進行雙組份涂料混合，易發(fā)生暴聚、冒煙、燙傷等事故［6］，溫度越低涂料活性越差，對固化影響越大。 因此一般噴涂時間宜選擇在12∶00～14∶00 及18∶00～21∶00 兩段時間來開展。 經(jīng)過現(xiàn)場實踐，發(fā)現(xiàn)這兩時間段內(nèi)作業(yè)噴涂效果較好，未出現(xiàn)嚴重掛流、凝固質(zhì)量差等現(xiàn)象。

3 結論

沙漠地區(qū)管道內(nèi)防腐現(xiàn)場補口作業(yè)工藝相比其他地區(qū)施工有很多區(qū)別，認識到流動風沙、起伏沙丘和溫差等影響噴涂質(zhì)量的因素之后，采取了必要的應對措施。目前該工藝方法已成功應用于DN 80～500 管道，為管道內(nèi)防腐現(xiàn)場補口的推廣提供了借鑒。

［1］ 龔樹鳴. 長輸天然氣管道外防腐涂層選擇［J］. 天然氣與石油，2001，19（1）：24-30.Gong Shuming. Selection of External Corrosion Coating in Long-distance Natural Gas Pipeline ［J］. Natural Gas and Oil，2001，19（1）：24-30.

［2］ 李鳳江. 管道內(nèi)防腐涂層補口的質(zhì)量控制［J］. 科技與企業(yè)，2012，21（5）：63.Li Fengjiang. Quality Control of Pipeline Internal Corrosion Coating Defect Repair ［J］. Science and Technology and Enterprise,2012，21（5）：63.

［3］SY/T 0457-2000，鋼制管道液體環(huán)氧涂料內(nèi)防腐層技術標準［S］.SY/T 0457-2000，Technical Standard for Steel Pipeline Internal Liquid Epoxy Corrosion Coating ［S］.

［4］ 趙學芬，姚安林. 地形起伏地區(qū)集氣管道內(nèi)腐蝕敏感性預測分析［J］. 天然氣與石油，2007，25（3）：36-39.Zhao Xuefen，Yao Anlin. Prediction and Analysis on Internal Corrosion Sensitivity of Gas Gathering Pipelines in Relief Areas.［J］.Natural Gas and Oil，2007，25（3）：36-39.

［5］ 金莉莉，何 清，李振杰，等. 塔克拉瑪干沙漠腹地沙丘溫度特征淺析［J］. 干旱氣象，2010，28（2）：134-141.Jin Lili，He Qing，Li Zhenjie，et al. Analyses on Sand Dune Temperature Characteristics in Taklimakan Desert Hinterland［J］.Arid Meteorology，2010，28（2）：134-141.

［6］ 李建軍. 防腐工程質(zhì)量影響因素分析及解決對策［J］. 天然氣與石油，2000，18（1）：27-29.Li Jianjun. Analysis on Corrosion Control Quality Influence Factors and Countermeasures［J］.Natural Gas and Oil，2000，18（1）：27-29.