戰(zhàn) 征

(中國(guó)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(guó)內(nèi)第一個(gè)海相沉積碳酸鹽油田，采出液介質(zhì)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(diǎn)，管道內(nèi)介質(zhì)腐蝕環(huán)境惡劣，同時(shí)鹽水掃線引入大量溶解氧，也進(jìn)一步加重了地面原油管道腐蝕。主要表現(xiàn)為管道內(nèi)腐蝕引發(fā)穿孔，頻繁的腐蝕穿孔帶來(lái)了較大的安全環(huán)保壓力，增加了搶修維護(hù)成本。為了有效提升原油管道防腐性能和延長(zhǎng)使用壽命，同時(shí)滿足經(jīng)濟(jì)、安全、高效的要求，引進(jìn)高溫聚烯烴管(HTPO)內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)和高壓復(fù)合軟管(HPCH)內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)。兩種管道內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)實(shí)施后原油管道腐蝕穿孔次數(shù)和污染治理費(fèi)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(chǎn)成本和安全環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)[1-3]。

1 HTPO內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)

1.1 工藝原理及關(guān)鍵性能指標(biāo)

HTPO內(nèi)穿插修復(fù)工藝技術(shù)是利用原金屬管的剛性和強(qiáng)度為承力結(jié)構(gòu)，結(jié)合非金屬內(nèi)襯管耐腐蝕、耐高溫、耐磨損和不易滲透的特點(diǎn)形成的抗腐蝕復(fù)合結(jié)構(gòu)。HTPO管聚合過(guò)程中形成乙烯和辛烯共聚物，使耐溫性能提高，長(zhǎng)期服役溫度達(dá)75 ℃。HTPO關(guān)鍵性能參數(shù)指標(biāo)見(jiàn)表1。

表1 HTPO管關(guān)鍵性能參數(shù)指標(biāo)

1.2 技術(shù)實(shí)施過(guò)程

1.2.1 分段定位及開(kāi)挖操作坑

穿插過(guò)程中最大允許牽引力等于內(nèi)穿插非金屬管壁與鋼管壁之間的摩擦力時(shí)的長(zhǎng)度即為分段定位位置，同時(shí)也是操作坑開(kāi)挖、分段清管的位置[4]。

一般情況下需要在井場(chǎng)段入地位置、中間段分段點(diǎn)、進(jìn)計(jì)轉(zhuǎn)站出地位置及彎頭處四類(lèi)位置開(kāi)挖操作坑，正常情況下操作坑尺寸不超過(guò)：24 m×2 m×1.5 m，特殊情況下可適當(dāng)擴(kuò)大；操作坑放坡系數(shù)為1∶1.5，坑深宜挖至管底懸空0.5 m，必須有臺(tái)階通道和防坍塌措施。標(biāo)準(zhǔn)操作坑示意圖見(jiàn)圖1。

圖1 標(biāo)準(zhǔn)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(yè)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(dòng)火直接斷管技術(shù)，采用牽引式動(dòng)力設(shè)備物理除瘤。通常通徑規(guī)長(zhǎng)度應(yīng)小于300 mm。通徑規(guī)實(shí)物見(jiàn)圖2。

圖2 通徑規(guī)實(shí)物

1.2.3 HTPO管熔接

(1)熱熔設(shè)備要求

①加熱板溫度均勻，偏差為±5 ℃；

②壓力系統(tǒng)的壓力顯示分度值應(yīng)不超過(guò)0.1 MPa；

③電壓波動(dòng)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(zhǎng)度不小于公稱(chēng)直徑的10%，并校直對(duì)應(yīng)管材，使其在同一軸線上，錯(cuò)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(yīng)小于0.2 mm；

③熔接溫度：夏季為205～210 ℃，冬季為210～215 ℃，熱熔時(shí)間為50～60 s，切換對(duì)接須在10 s內(nèi)完成，加壓冷卻時(shí)間為6～7 min，自然冷卻時(shí)間大于20 min，保壓冷卻期間不得移動(dòng)任何物件和施加外力。當(dāng)環(huán)境溫度低于5 ℃時(shí)，管材端部2 m范圍內(nèi)需要在大于5 ℃的環(huán)境下預(yù)熱40 min以上；

④熔接完成后進(jìn)行氣密性試驗(yàn)：壓力為0.1 MPa,穩(wěn)壓1 h,無(wú)壓力降為合格。

(3)熔接質(zhì)量控制

連接完成后，應(yīng)對(duì)接頭進(jìn)行100%的翻邊對(duì)稱(chēng)性、接頭對(duì)正性檢驗(yàn)，翻邊切除檢驗(yàn)不小于10%。

①翻邊對(duì)稱(chēng)性檢驗(yàn)：接頭應(yīng)具有沿管材整個(gè)圓周平滑對(duì)稱(chēng)的翻邊，翻邊最低處應(yīng)不低于管材表面；

②接頭對(duì)正性檢驗(yàn)：焊縫兩側(cè)緊鄰翻邊的外圓周的任何一處錯(cuò)邊量應(yīng)不超過(guò)管材壁厚的10%；

③翻邊切除檢驗(yàn)：翻邊應(yīng)是實(shí)心、圓滑的，根部較寬，翻邊下側(cè)不應(yīng)有雜質(zhì)、小孔、扭曲和損壞，每隔50 mm進(jìn)行180°背彎試驗(yàn)，不應(yīng)有開(kāi)裂，接縫處不得露出熔合線。

1.2.4 試?yán)c穿插

管體采取“O型”等徑壓縮內(nèi)穿插工藝，管材縮徑量應(yīng)為外徑的5%～10%。試?yán)懿拈L(zhǎng)度應(yīng)小于2.5 m，試?yán)懿谋砻鎰澓凵疃软毿∮诒诤竦?0%或絕對(duì)深度不超過(guò)1 mm。若試?yán)缓细?，必須重新清管除瘤直至試?yán)细瘛?shí)施穿插時(shí)利用導(dǎo)向輪，在牽引機(jī)作用下將管材插入管線內(nèi)，穿插全過(guò)程進(jìn)行拉力實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，拉力值應(yīng)小于屈服強(qiáng)度的50%與內(nèi)襯管橫截面積的乘積。利用管材自身記憶特點(diǎn)自然釋放至完全恢復(fù)，恢復(fù)時(shí)間應(yīng)不小于24 h，同時(shí)對(duì)管材外徑進(jìn)行測(cè)量。

1.2.5 連頭與斷口連接

內(nèi)襯管斷口連接宜采用電熔套筒連接工藝。

(1)電熔設(shè)備要求

①溫度傳感器精度偏差為±1 ℃；

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

③冷卻期間不得移動(dòng)任何物件和施加外力。

(2)電熔操作要求

①應(yīng)將管材連接部分擦拭干凈；

②過(guò)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(yīng)為0.1～0.2 mm；

③將管材插入電熔承插管件承口內(nèi)至長(zhǎng)度標(biāo)記位置，檢查配合尺寸，通電前應(yīng)校直對(duì)應(yīng)的連接件，使其在同一軸線上，采用專(zhuān)用工具固定。

(3)電熔質(zhì)量控制

①接縫處不應(yīng)有熔融料溢出；

②電熔管件內(nèi)不應(yīng)有電阻絲擠出；

③觀察孔內(nèi)應(yīng)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(huán)空采用水泥砂漿填充，砂漿強(qiáng)度MU7.5，建議水泥∶砂∶水為1∶2∶0.4。灌漿過(guò)程中不停振搗，水泥砂漿必須全部充滿環(huán)空，待水泥砂漿完全凝固后再封口。冬季施工時(shí)，套袖灌漿應(yīng)采用400號(hào)以上強(qiáng)度等級(jí)的水泥，外加防凍劑、速凝劑，固化時(shí)間8 h，要求保溫，嚴(yán)防結(jié)冰。焊接完畢后進(jìn)行復(fù)檢，檢測(cè)比例應(yīng)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(cè)，Ⅲ級(jí)為合格，也可進(jìn)行滲透或磁粉探傷檢測(cè)，無(wú)缺陷為合格。

內(nèi)襯管與其他材質(zhì)管件連接時(shí)，宜采用注塑法蘭外加鋼包裹連接工藝，不應(yīng)采用翻邊法蘭連接工藝，注塑法蘭材質(zhì)與內(nèi)襯管一致，法蘭密封面應(yīng)有水線，與鋼包裹施工工藝相同。

1.2.6 試壓驗(yàn)收

試壓前在管線兩端安裝環(huán)空排氣壓力表，脹管后內(nèi)襯環(huán)形空間排氣要徹底，試壓期間內(nèi)襯環(huán)形空間排氣孔閥門(mén)保持開(kāi)通狀態(tài)且壓力為零，試驗(yàn)壓力為4 MPa，緩慢升壓至試壓壓力的30%和60%，穩(wěn)壓30 min無(wú)壓力降；緩慢升壓至試驗(yàn)壓力，穩(wěn)壓24 h，壓力降不大于試驗(yàn)壓力的1%為合格。

鋼包裹除銹須達(dá)到St2級(jí)，表面做加強(qiáng)級(jí)環(huán)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(jí)。

每個(gè)斷管位置設(shè)置標(biāo)識(shí)樁，標(biāo)注管線名稱(chēng)及規(guī)格等信息，記錄管線斷點(diǎn)坐標(biāo)，恢復(fù)管壟及地貌，施工完成。

2 高壓復(fù)合軟管內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)

2.1 工藝原理及關(guān)鍵性能指標(biāo)

HPCH內(nèi)穿插修復(fù)工藝是將高壓復(fù)合軟管進(jìn)行縮徑變形(壓U)后插入金屬管道，通過(guò)打壓使軟管恢復(fù)到原始狀況與金屬管道緊密貼合，起到隔離腐蝕介質(zhì)、防止管道腐蝕的作用[5]。HPCH管為防腐層、加強(qiáng)層和耐磨層等三層復(fù)合結(jié)構(gòu)[6](見(jiàn)圖3)。 高壓復(fù)合軟管性能參數(shù)見(jiàn)表2。

圖3 高壓復(fù)合軟管結(jié)構(gòu)

表2 高壓復(fù)合軟管性能參數(shù)

2.2 實(shí)施過(guò)程

2.2.1 工藝流程

施工準(zhǔn)備→關(guān)井掃線→管道檢測(cè)→走向及彎頭探測(cè)→開(kāi)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(fù)原定型→環(huán)空排氣→分段點(diǎn)連接→整體試壓→外防腐保溫修復(fù)→回填操作坑→驗(yàn)收投產(chǎn)[7]。

2.2.2 斷口連接

高壓連續(xù)復(fù)合軟管斷口采用法蘭連接，兩端法蘭連接軟管壓環(huán)，將高壓復(fù)合軟管緊緊壓實(shí)在管道內(nèi)壁，再通過(guò)鋼管預(yù)先設(shè)置的注膠口向環(huán)形空間內(nèi)填充短纖維與環(huán)氧樹(shù)脂的混合物，混合物凝固后即可將高壓復(fù)合軟管與金屬管內(nèi)壁緊密貼合，最后封閉注膠口，見(jiàn)圖4。試壓驗(yàn)收與HTPO內(nèi)穿插工藝相同，完成施工。

圖4 分段點(diǎn)連接示意

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用與效果

3.1 HTPO內(nèi)穿插修復(fù)工藝技術(shù)

對(duì)HTPO內(nèi)穿插修復(fù)工藝技術(shù)在某區(qū)集油干線使用后進(jìn)行評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)結(jié)論為，管內(nèi)表面光滑平整，未發(fā)現(xiàn)腐蝕起泡、結(jié)垢結(jié)蠟；與外部鋼管結(jié)合緊密、無(wú)松動(dòng)；內(nèi)襯管有溶脹現(xiàn)象，未出現(xiàn)溶蝕。力學(xué)性能未變化，HTPO管與金屬管結(jié)合強(qiáng)度5.15 N/cm2；結(jié)合力強(qiáng)，維卡軟化溫度124.3 ℃，耐溫性能未變。預(yù)計(jì)可延長(zhǎng)管線使用壽命20 a。

3.2 HPCH內(nèi)穿插修復(fù)工藝技術(shù)

HPCH內(nèi)穿插修復(fù)工藝技術(shù)在10區(qū)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(zhǎng)等困難， 解決了HTPO內(nèi)穿插工藝無(wú)法施工的問(wèn)題，一次性成功穿插長(zhǎng)度1.5 km。該管線實(shí)施HPCH內(nèi)襯投產(chǎn)后，井口回壓由前期平均的0.7 MPa升高至2.5 MPa，嚴(yán)重影響了油井正常生產(chǎn)和管線原油輸送能力。經(jīng)過(guò)排查發(fā)現(xiàn)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(chǎn)得以恢復(fù)。

4 結(jié) 論

HTPO內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)可有效解決金屬集輸管線環(huán)保隱患問(wèn)題，保障油氣安全輸送，有效延長(zhǎng)管道使用壽命，減少了生產(chǎn)成本，有利于生產(chǎn)安全運(yùn)行和生態(tài)環(huán)境保護(hù)，且HTPO管材無(wú)毒無(wú)害，為安全環(huán)保產(chǎn)品。

HPCH內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)具有一次性穿插距離長(zhǎng)、施工速度快、能通過(guò)大曲率彎頭、本體承壓高和減少操作坑數(shù)量等特點(diǎn)，為穿越大面積水域管線治理提供了技術(shù)支撐，但其通過(guò)較小曲率彎頭的能力需要進(jìn)一步驗(yàn)證。