羊東明  朱原原  葛鵬莉 高秋英 韓陽  肖雯雯

中國石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院

塔河油田共有11條油氣外輸管線穿越塔里木河，總長度32.56 km。其中：原油管線4條，預(yù)留2條；伴生氣管線3條，預(yù)留1條；凝析氣管線1條。油田腐蝕介質(zhì)具有高礦化度（23×104 mg/L）、高Cl含量（13×104 mg/L）、高H2S含量（5 027 mg/m3）、高CO2含量（2.92%）、低pH值(5.5)特點，隨著油田開發(fā)不斷深入，綜合含水量不斷增加，加之管線服役時間延長，穿河管線腐蝕穿孔風(fēng)險日益增大，安全生產(chǎn)和環(huán)保隱患日益突顯。要消除腐蝕穿孔導(dǎo)致油氣泄漏帶來的環(huán)境污染風(fēng)險，需對穿河管線進(jìn)行防護(hù)改造。鑒于對穿河管線采用大開挖更換，不僅成本高、耗時長，施工受季節(jié)因素制約，而且無法從根本上解決管線內(nèi)腐蝕問題，塔河油田決定采用內(nèi)穿插技術(shù)，對穿越塔里木河的高風(fēng)險管段逐步進(jìn)行防護(hù)改造。其中，2014年完成了塔河油田KZ1站原油外輸穿河管線防護(hù)改造，投用后運行正常，消除了腐蝕穿孔帶來的環(huán)保隱患。

1 塔河穿越管線腐蝕穿孔風(fēng)險

1.1 塔河油田金屬管線腐蝕特征

在苛刻腐蝕環(huán)境下，塔河油田金屬管線通常表現(xiàn)出“點腐蝕為主，均勻腐蝕為次”的內(nèi)腐蝕特征，以孤立的蝕坑、蝕坑連接形成的蝕坑群、潰瘍狀腐蝕形貌為主，如圖1所示。

圖1 塔河油田金屬管線典型腐蝕形貌

1.2 KZ1站穿河管線腐蝕風(fēng)險

塔河油田KZ1站原油外輸管線于2007年10月建成投用，承擔(dān)著KZ1站、AT2站、AT9站、AT1站、AT9-11閥組站、YT2站、YT2和S72站來液外輸至一號聯(lián)合站的任務(wù)，外輸管線規(guī)格為Φ273.1×6.4 mm和Φ273.1×7.1 mm，材質(zhì)為L290MB直縫焊鋼管和螺旋焊鋼管，總長度34.62 km。設(shè)計輸液量約2400 t/d，外輸壓力3.0 MPa，外輸溫度60 ℃，輸送介質(zhì)為油水混合物，地層水為氯化鈣型。實際轉(zhuǎn)輸液量約900 t/d，外輸壓力1.33 MPa，外輸溫度47 ℃，綜合含水約75.2%。KZ1站原油外輸管線走向如圖2所示，其中1-2#閥池穿越塔里木河，管線規(guī)格為Φ273×7.1 mm，材質(zhì)為L290MB直縫焊鋼管，閥池間距長度3.6 km，河面寬960 m，穿河段1.58 km管線的外防腐層為重防腐涂料外防＋40 mm聚氨酯泡沫黃夾克+Φ457×7 mm套管防護(hù)。

圖2  KZ1站原油外輸管線走向示意圖

在KZ1站原油外輸穿河管線距2#閥池1 km處斷管分析管線腐蝕狀況，如圖3所示。

圖3  KZ1站原油外輸管線腐蝕形貌

由圖3可以看出，管線整體壁厚減薄不大（圖3a），但存在潰瘍狀腐蝕（圖3b）和大而深的點腐蝕（圖3c），整體腐蝕形貌為“潰瘍狀腐蝕和點腐蝕并存”特征，穿河管線腐蝕穿孔風(fēng)險大。

2 內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)

2.1 工藝原理

內(nèi)穿插技術(shù)是在管道兩端開挖操作坑，采用O形或U形穿插技術(shù)，由牽引機(jī)將HDPE內(nèi)襯管拉入經(jīng)過清理的金屬管道內(nèi)，即在原金屬管道內(nèi)穿插一條比主管道內(nèi)徑稍大的內(nèi)襯管，使內(nèi)穿插管外壁與金屬管道內(nèi)壁緊密結(jié)合在一起，杜絕腐蝕介質(zhì)與金屬管道的接觸，從而達(dá)到對舊管道修復(fù)防護(hù)的目的[1-3]。O形穿插技術(shù)是將聚乙烯管經(jīng)多級等徑壓縮裝置，暫時縮小內(nèi)襯管外徑，通過內(nèi)襯管材質(zhì)帶有記憶特點自然釋放恢復(fù)，實現(xiàn)與金屬管體內(nèi)壁的緊密結(jié)合；U型穿插技術(shù)是采用空氣提供內(nèi)壓復(fù)原�，F(xiàn)場實踐表明，U型穿插技術(shù)易造成應(yīng)力集中，使內(nèi)襯管在管道內(nèi)發(fā)生變形，造成管道堵塞事故。KZ1站穿河段管線防護(hù)改造采用了O形穿插技術(shù)。

2.2 內(nèi)穿插管工藝參數(shù)確定

（1）壁厚選擇

HDPE內(nèi)襯管壁厚與原管道管徑成正相關(guān)，按照計算經(jīng)驗公式和《采用聚乙烯內(nèi)襯修復(fù)管道施工技術(shù)規(guī)范》(SY/T 4110-2007)，與原管道不同管徑的HDPE內(nèi)襯管壁厚見表1。

HDPE內(nèi)襯管壁厚按下式計算：

式中：e為內(nèi)襯管壁厚，mm；d為內(nèi)襯管外徑，mm；SDR為內(nèi)襯管管徑比，取值66；a為安全系數(shù)；b為增加余量，取值5。

（2）施工長度計算

內(nèi)襯管拉伸屈服強(qiáng)度極限值和內(nèi)襯管與原鋼管內(nèi)壁之間的摩擦力相等時的管段長度為一次最大施工長度，按下式計算：

式中：l為內(nèi)襯管長度，m；τ為拉伸屈服力，Pa；A為內(nèi)襯管截面面積，m2；ƒ為內(nèi)襯管管壁與鋼管壁之間的摩擦因數(shù)，一般取0.2～0.8，管輸稠油取0.6；p為每米鋼管對內(nèi)襯管產(chǎn)生的壓力，一般取0.02 kN/m；k為管道壓力因數(shù)，取0.3；p0為每米內(nèi)襯管對鋼管產(chǎn)生的壓力，kN/m。

2.3 工藝流程

施工流程為：施工準(zhǔn)備→掃線→斷管和清管→試穿插→焊接工藝評定→修復(fù)施工→試壓連頭→收尾。

原管道試壓驗漏和HDPE內(nèi)襯管焊接工藝評定是施工質(zhì)量的關(guān)鍵點。

（1）原管道試壓驗漏

經(jīng)采出污水配套海綿球吹掃回收原管道油氣介質(zhì)，掃線壓力＜1.0 MPa；找漏點試驗壓力為管輸工作壓力的1.15倍，需要對漏點先做補(bǔ)強(qiáng)堵漏處理。

（2）焊接工藝評定

通過HDPE內(nèi)襯管焊接工藝評定，驗證熱熔焊接加熱板溫度（210～230 ℃）、熔融對接壓力（0.15～0.3 MPa），吸熱時間（壁厚×10 s）、吸熱壓力（≤0.02 MPa）等工藝參數(shù)，保證熔接施工質(zhì)量。

2.4 KZ1站穿河管線內(nèi)穿插工藝設(shè)計

（1）壁厚選擇

KZ1站原油外輸管線規(guī)格為Φ273.1×7.1 mm，根據(jù)HDPE內(nèi)襯管外徑選擇原則（被修復(fù)管線內(nèi)徑±1mm），選擇HDPE內(nèi)襯管外徑為258 mm；根據(jù)經(jīng)驗公式和規(guī)范要求，選擇HDPE內(nèi)襯管壁厚為7.5 mm。

（2）內(nèi)穿插長度計算

選擇HDPE內(nèi)襯管規(guī)格為Φ258×7.5 mm，計算斷管長度為1 735 m。KZ1站原油外輸穿河段管線采用大開挖順直方式敷設(shè)，利于內(nèi)穿插修復(fù)，因此對于穿河套管防護(hù)區(qū)1.58 km可一次完成穿插施工，無需單獨斷管。

（3）相關(guān)參數(shù)

綜上可知，KZ1站原油外輸穿河管線防護(hù)改造整體設(shè)計參數(shù)如下：

原管線鋼管規(guī)格：Φ273.1×7.1 mm；

內(nèi)穿插長度：1.58 km；

原金屬管線設(shè)計壓力：3.0 MPa；設(shè)計溫度：70 ℃；

生產(chǎn)運行壓力：1.33 MPa；溫度：47 ℃；

HDPE內(nèi)襯管材料：HDPE（PE100級材料），設(shè)計溫度75 ℃，工作溫度≤60 ℃；

HDPE內(nèi)襯管外徑及壁厚：258 mm和7.5 mm；

防護(hù)改造后管線設(shè)計壓力：3.0 MPa。

3 應(yīng)用效果與結(jié)論

2014年，塔河油田采用內(nèi)穿插技術(shù)一次性實現(xiàn)了穿越塔里木河1.58 km管線的防護(hù)改造，管道投產(chǎn)后至今運行正常，消除了管線腐蝕穿孔造成油氣泄漏所致污染環(huán)境風(fēng)險。內(nèi)穿插修復(fù)技術(shù)避開了管道敷設(shè)受限因素，大幅降低管道修復(fù)成本，形成內(nèi)穿插管防腐性能和金屬管機(jī)械性能合二為一的復(fù)合結(jié)構(gòu)，使管道防腐性能大大提高，可延長管道使用壽命15年。

參考文獻(xiàn)：

[1] 解海林，徐效華，王文斌，等. 穿插襯裝高密度聚乙烯管在線修復(fù)舊管道技術(shù)[J]. 腐蝕與防護(hù)，2002，23（4）：174-175.

[2] 朱原原，羊東明，高秋英，等. 《復(fù)雜腐蝕環(huán)境下HT-PO管道修復(fù)技術(shù)應(yīng)用》[J]. 油氣儲運，2013，3（12）：1355-1357.

[3] 宋連仲，周長山，周拾慶，等. SY/T 4110-2007 采用聚乙烯內(nèi)襯修復(fù)管道施工技術(shù)規(guī)范[S].北京：石油工業(yè)出版社，2008.

作者：羊東明，1961年生，教授級高工，主要從事油田防腐工作。

《管道保護(hù)》2017年第3期（總第34期）