羊東明  朱原原  葛鵬莉 高秋英 韓陽(yáng)  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(xiàn)穿越塔里木河，總長(cháng)度32.56 km。其中：原油管線(xiàn)4條，預留2條；伴生氣管線(xiàn)3條，預留1條；凝析氣管線(xiàn)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(diǎn)，隨著(zhù)油田開(kāi)發(fā)不斷深入，綜合含水量不斷增加，加之管線(xiàn)服役時(shí)間延長(cháng)，穿河管線(xiàn)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。要消除腐蝕穿孔導致油氣泄漏帶來(lái)的環(huán)境污染風(fēng)險，需對穿河管線(xiàn)進(jìn)行防護改造。鑒于對穿河管線(xiàn)采用大開(kāi)挖更換，不僅成本高、耗時(shí)長(cháng)，施工受季節因素制約，而且無(wú)法從根本上解決管線(xiàn)內腐蝕問(wèn)題，塔河油田決定采用內穿插技術(shù)，對穿越塔里木河的高風(fēng)險管段逐步進(jìn)行防護改造。其中，2014年完成了塔河油田KZ1站原油外輸穿河管線(xiàn)防護改造，投用后運行正常，消除了腐蝕穿孔帶來(lái)的環(huán)保隱患。

1 塔河穿越管線(xiàn)腐蝕穿孔風(fēng)險

1.1 塔河油田金屬管線(xiàn)腐蝕特征

在苛刻腐蝕環(huán)境下，塔河油田金屬管線(xiàn)通常表現出“點(diǎn)腐蝕為主，均勻腐蝕為次”的內腐蝕特征，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(xiàn)典型腐蝕形貌

1.2 KZ1站穿河管線(xiàn)腐蝕風(fēng)險

塔河油田KZ1站原油外輸管線(xiàn)于2007年10月建成投用，承擔著(zhù)KZ1站、AT2站、AT9站、AT1站、AT9-11閥組站、YT2站、YT2和S72站來(lái)液外輸至一號聯(lián)合站的任務(wù)，外輸管線(xiàn)規格為Φ273.1×6.4 mm和Φ273.1×7.1 mm，材質(zhì)為L(cháng)290MB直縫焊鋼管和螺旋焊鋼管，總長(cháng)度34.62 km。設計輸液量約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(shí)際轉輸液量約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(xiàn)走向如圖2所示，其中1-2#閥池穿越塔里木河，管線(xiàn)規格為Φ273×7.1 mm，材質(zhì)為L(cháng)290MB直縫焊鋼管，閥池間距長(cháng)度3.6 km，河面寬960 m，穿河段1.58 km管線(xiàn)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。

圖2  KZ1站原油外輸管線(xiàn)走向示意圖

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

圖3  KZ1站原油外輸管線(xiàn)腐蝕形貌

由圖3可以看出，管線(xiàn)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(diǎn)腐蝕（圖3c），整體腐蝕形貌為“潰瘍狀腐蝕和點(diǎn)腐蝕并存”特征，穿河管線(xiàn)腐蝕穿孔風(fēng)險大。

2 內穿插修復技術(shù)

2.1 工藝原理

內穿插技術(shù)是在管道兩端開(kāi)挖操作坑，采用O形或U形穿插技術(shù)，由牽引機將HDPE內襯管拉入經(jīng)過(guò)清理的金屬管道內，即在原金屬管道內穿插一條比主管道內徑稍大的內襯管，使內穿插管外壁與金屬管道內壁緊密結合在一起，杜絕腐蝕介質(zhì)與金屬管道的接觸，從而達到對舊管道修復防護的目的[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(shí)縮小內襯管外徑，通過(guò)內襯管材質(zhì)帶有記憶特點(diǎn)自然釋放恢復，實(shí)現與金屬管體內壁的緊密結合；U型穿插技術(shù)是采用空氣提供內壓復原�，F場(chǎng)實(shí)踐表明，U型穿插技術(shù)易造成應力集中，使內襯管在管道內發(fā)生變形，造成管道堵塞事故。KZ1站穿河段管線(xiàn)防護改造采用了O形穿插技術(shù)。

2.2 內穿插管工藝參數確定

（1）壁厚選擇

HDPE內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《采用聚乙烯內襯修復管道施工技術(shù)規范》(SY/T 4110-2007)，與原管道不同管徑的HDPE內襯管壁厚見(jiàn)表1。

HDPE內襯管壁厚按下式計算：

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

（2）施工長(cháng)度計算

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

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

2.3 工藝流程

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

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

（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(xiàn)壓力＜1.0 MPa；找漏點(diǎn)試驗壓力為管輸工作壓力的1.15倍，需要對漏點(diǎn)先做補強堵漏處理。

（2）焊接工藝評定

通過(guò)HDPE內襯管焊接工藝評定，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(shí)間（壁厚×10 s）、吸熱壓力（≤0.02 MPa）等工藝參數，保證熔接施工質(zhì)量。

2.4 KZ1站穿河管線(xiàn)內穿插工藝設計

（1）壁厚選擇

KZ1站原油外輸管線(xiàn)規格為Φ273.1×7.1 mm，根據HDPE內襯管外徑選擇原則（被修復管線(xiàn)內徑±1mm），選擇HDPE內襯管外徑為258 mm；根據經(jīng)驗公式和規范要求，選擇HDPE內襯管壁厚為7.5 mm。

（2）內穿插長(cháng)度計算

選擇HDPE內襯管規格為Φ258×7.5 mm，計算斷管長(cháng)度為1 735 m。KZ1站原油外輸穿河段管線(xiàn)采用大開(kāi)挖順直方式敷設，利于內穿插修復，因此對于穿河套管防護區1.58 km可一次完成穿插施工，無(wú)需單獨斷管。

（3）相關(guān)參數

綜上可知，KZ1站原油外輸穿河管線(xiàn)防護改造整體設計參數如下：

原管線(xiàn)鋼管規格：Φ273.1×7.1 mm；

內穿插長(cháng)度：1.58 km；

原金屬管線(xiàn)設計壓力：3.0 MPa；設計溫度：70 ℃；

生產(chǎn)運行壓力：1.33 MPa；溫度：47 ℃；

HDPE內襯管材料：HDPE（PE100級材料），設計溫度75 ℃，工作溫度≤60 ℃；

HDPE內襯管外徑及壁厚：258 mm和7.5 mm；

防護改造后管線(xiàn)設計壓力：3.0 MPa。

3 應用效果與結論

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

參考文獻：

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

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

[3] 宋連仲，周長(cháng)山，周拾慶，等. SY/T 4110-2007 采用聚乙烯內襯修復管道施工技術(shù)規范[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》2017年第3期（總第34期）