低滲透油田管線內(nèi)擠襯防腐技術應用探討

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(1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 陜西 西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 陜西 西安 710018；3.國防科技大學信息通信學院 陜西 西安 710106;4.中國石油長慶油田分公司油田開發(fā)處 陜西 西安 710018)

·試驗研究·

低滲透油田管線內(nèi)擠襯防腐技術應用探討

李瓊瑋1,2，朱方輝1,2，劉故箐3，周志平1,2，劉偉1,2，李巖4

(1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 陜西 西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 陜西 西安 710018；3.國防科技大學信息通信學院 陜西 西安 710106;4.中國石油長慶油田分公司油田開發(fā)處 陜西 西安 710018)

長慶油田屬于典型的低滲透油田，地面集輸管網(wǎng)數(shù)量大，管徑

油田；管線；內(nèi)擠襯；防腐

0 引 言

位于鄂爾多斯盆地的長慶油田2013年實現(xiàn)了油氣當量5 000萬t，并已連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)4年。油田主要開發(fā)三疊系、侏羅系等2套層系，屬于典型的“三低”即低壓、低滲透、低豐度油藏，油井的單井平均產(chǎn)量低，井數(shù)多。

隨著油田開發(fā)區(qū)塊的擴大，地面集輸系統(tǒng)的輸送介質(zhì)較為復雜，不同區(qū)塊的出油管道含水、腐蝕介質(zhì)復雜，CO2、腐蝕性細菌的含量差異大；回注水管道輸送介質(zhì)中的采出水礦化度高，含有不同程度的腐蝕性細菌、O2等。而盆地地形地貌復雜，溝峁縱橫，管道路由設計難度較大。以20#碳鋼為主的地面管道系統(tǒng)因內(nèi)腐蝕導致壁厚減薄、強度下降、管線刺漏等問題，對原油正常集輸、注水時率及管道的安全運行影響較大。

1 管線內(nèi)擠襯技術研究與應用

自2007年起，長慶油田針對集輸系統(tǒng)開展了小管徑集輸管線的內(nèi)擠襯技術試驗。整體管線內(nèi)擠襯工藝是采用風送擠襯技術，通過管線內(nèi)壁預處理，多次風送擠涂等程序?qū)⒗w維增強無溶劑環(huán)氧涂料連續(xù)涂敷于管道內(nèi)壁，經(jīng)固化形成防腐內(nèi)襯結(jié)構層，保護管道基體層，延長管線壽命。整體焊接管線內(nèi)擠襯防腐施工流程如圖1所示。

圖1 整體焊接管線內(nèi)擠襯防腐施工流程

1.1 纖維增強環(huán)氧涂料體系及涂層性能評價

纖維增強環(huán)氧涂料體系屬于無溶劑或低溶劑涂料，組成為采用環(huán)氧樹脂混合研制的增稠樹脂作為涂料的基礎體系，優(yōu)選環(huán)氧復合固化體系，采用質(zhì)量分數(shù)10%～30%的高強度纖維為增強體。涂料體系兼具了良好的防腐性能和粘接性，并且具有較好的力學強度及較好的流變特性，滿足管線修復和提高強度的要求。

1.1.1 耐腐蝕性能

采用多元復合引發(fā)體系，保證粘接表面在常溫條件下自然流平，且達到良好的固化效果。同時具備優(yōu)異的附著力，與碳鋼表面的剝離強度可達17 kN/m，可保證內(nèi)襯層在工作環(huán)境下的完整性。同時提高交聯(lián)密度，固化后形成大分子三維交聯(lián)網(wǎng)絡結(jié)構，涂層致密，附著力高，可有效阻隔腐蝕性介質(zhì)與基材的接觸，具備優(yōu)異的耐化學介質(zhì)性，內(nèi)襯涂層耐化學介質(zhì)性能見表1。

表1 內(nèi)襯涂層耐化學介質(zhì)性能(干膜厚度=500 μm)

1.1.2 力學性能及耐溫性能

固化后防腐層有足夠的力學強度，既可用于新管線的單獨防腐，也可用于舊管線的內(nèi)防腐修補。產(chǎn)品固化后，內(nèi)襯層最高耐溫可達到120℃。內(nèi)襯涂層的力學性能測試見表2。

表2 內(nèi)襯涂層的力學性能測試

1.2 風送多次擠涂工藝

為保證長距離管線的連續(xù)施工能力，并且降低管線彎頭等影響，選擇球形擠涂器擠壓涂襯法。其施工過程是最先用向發(fā)射裝置端管段內(nèi)注入一定涂料后，向其中發(fā)射擠涂球，由壓縮空氣驅(qū)動向管內(nèi)前端移動，使涂料從管線一端擠壓到另一端，剩余涂料進入回收裝置。通過2～3次的擠壓涂襯后的涂料，在管道內(nèi)壁形成平滑均勻的擠壓襯層。一般擠涂施工周期4～6 d。

1.3 接頭工藝

對于待施工管道長度在3 km以上的，需分段進行擠涂施工。對管段端口事先進行預處理，完成內(nèi)防腐后將兩段管端口對接，外層焊接，灌防腐料后完成。接頭工藝示意圖如2所示。

圖2 接頭工藝示意圖

1.4 長期試驗效果驗證

對元東×轉(zhuǎn)—元平×的管線安裝的觀察短節(jié)進行效果驗證，現(xiàn)場使用后的管線短節(jié)涂層外觀如圖3所示。結(jié)果表明近3年的現(xiàn)場輸油生產(chǎn)條件下，涂層狀態(tài)良好，保持了優(yōu)異的防腐蝕能力。

圖3 現(xiàn)場使用3年后的管線短節(jié)涂層外觀

目前已頒布實施了油田公司級Q/SY CQ 3669—2016《鋼質(zhì)管道環(huán)氧玻璃纖維復合內(nèi)襯(HCC)技術標準》和《鋼質(zhì)管道環(huán)氧玻璃纖維復合內(nèi)襯(HCC)施工質(zhì)量驗收規(guī)范》2項標準，該技術累計實施已超過6 000 km多。

2 內(nèi)擠襯防腐技術應用中的問題

2.1 管道內(nèi)缺陷對擠涂的影響

管道內(nèi)擠涂的防腐質(zhì)量還受到管道內(nèi)壁質(zhì)量影響。擠襯施工前，管線內(nèi)表面處理流程一般為：舊管線需進行熱洗、除油以及噴砂除銹；新管線采用清管吹掃、噴砂除銹，最終內(nèi)表面達到Sa2.5級。但管道建設過程中存在一定程度的焊瘤、焊渣和錯焊等缺陷，在內(nèi)擠涂施工前的多次通球作業(yè)也會發(fā)現(xiàn)清管球不同程度的劃痕和損壞。如清管球體表面損壞多，則判斷存在錯焊和較大焊瘤，此時應進一步進行管道內(nèi)表面處理并慎重采用內(nèi)擠襯，否則內(nèi)擠襯涂層的完整性和防腐長期效果會受到影響。

2.2 內(nèi)襯層質(zhì)量的檢測評價手段

管線內(nèi)擠襯施工中，采用涂層厚度測試儀進行濕膜及干膜厚度檢測；施工完成后，實干涂層采用電火花檢漏儀進行管道兩個端部的漏點檢測。但對于Φ114 mm以下的小直徑管線缺乏覆蓋全程管體的內(nèi)腐蝕和涂層質(zhì)量檢測手段?？梢暬瘍?nèi)窺檢測儀器主要問題是視角受限，視場不清晰，涂層的小面積損傷或剝落難以定量。需要研究基于電磁渦流等技術的小直徑管體和內(nèi)涂層檢測系統(tǒng)，實現(xiàn)內(nèi)涂層防腐管線施工后和生產(chǎn)運行階段的在線內(nèi)檢測。

2.3 涂層本體壽命的問題

模擬油田輸油及注水管線腐蝕介質(zhì)條件，對內(nèi)襯層的耐溫、壓性能進行高溫高壓試驗評價。在采出水pH值5.7、總礦化度104 g/L，溫度35℃～60℃和壓力5～25 MPa范圍內(nèi)，進行了168 h組合試驗。符合工程應用要求的結(jié)果判定以涂層試樣在試驗后是否外觀完好，未出現(xiàn)起泡、脫落等缺陷，附著力(A級)和硬度不變化為準。如20 MPa條件下，試樣高溫壓試驗后的涂層試樣外觀如圖4所示，內(nèi)擠涂試樣的高溫高壓試驗結(jié)果見表3。該技術可以滿足集油管線低于5 MPa、60℃范圍值和注水管線低于20 MPa、50℃范圍值的生產(chǎn)環(huán)境。

圖4 20 MPa條件下，試樣高溫壓試驗后的涂層試樣外觀

溫度/℃壓力/MPa51015202535///+/40//+++45/++++50++++-60+/--/70--///

注：+為涂層完好，無附著力降級、脫落；-為涂層表面鼓泡，和/或硬度變化；/為未試驗。

從現(xiàn)場3年的應用實際管段檢測，內(nèi)擠涂層性能保持穩(wěn)定。但有機環(huán)氧涂層的長期抗油水介質(zhì)腐蝕和滲透性變化難以量化，是否能滿足地面管道10年以上的長期運行壽命仍需要深入研究。

2.4 涂層局部脫落的后修復問題

處于復雜溝坡管線或管線彎頭、內(nèi)缺陷等部位的內(nèi)擠襯涂層在集輸長期運行中，可能出現(xiàn)局部脫落的問題，在現(xiàn)場也有不同程度的顯現(xiàn)。此種情況下，需要清除殘存涂層并進行二次內(nèi)擠涂等防腐措施，而在不損傷管線本體強度，保持管線完整的前提下，除去管內(nèi)壁的高硬度、高結(jié)合強度涂層存在很大難度，需要開展對應研究。

3 認識與建議

1)長慶油田管線的內(nèi)擠襯防腐技術在新建輸油及注水管線的內(nèi)防腐及輸送腐蝕介質(zhì)的集油及注水舊管線(管線無大的變形及無較為嚴重的破漏)的應用，適應了復雜地形、地貌環(huán)境下的管線安全運行要求，既能有效防腐又一定程度上起到內(nèi)修復增強，延長管線壽命，并大幅降低更新管線投資(降低70%左右)。

2)環(huán)氧纖維內(nèi)擠襯涂料體系和擠涂施工工藝滿足了油田現(xiàn)場長距離管線的施工、質(zhì)量要求。通過室內(nèi)試驗和現(xiàn)場檢測，內(nèi)擠襯防腐可以滿足集油管線低于5 MPa、60℃范圍值和注水管線低于20 MPa、50℃范圍值的使用條件。

3)內(nèi)擠涂施工中的管線本體缺陷發(fā)現(xiàn)和控制，施工后的長距離管線內(nèi)涂層在線檢測需要研究對應的設備；而涂層本體的長期壽命評價需要研究時間-性能的加速老化試驗方法，以外推預測涂層的可靠壽命，同時，對存在局部損傷或脫落問題涂層的清除也需要研究安全、可靠的技術方案。

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DiscussiononAnti-CorrosionTechnologyofInnerSprayforPipelinesinLowPermeabilityOilfield

LIQiongwei1,2，ZHUFanghui1,2，LIUGuqing3,ZHOUZhiping1,2,LIUWei1,2,LIYan4

(1.NationalEngineeringLaboratoryforExplorationandDevelopmentofLowPermeabilityOilandGasFields,Xi′an,Shaanxi710018,China;2.Oil&GasTechnologyResearchInstitute,ChangqingOilfieldCompany,Xi′an,Shaanxi710018,China;3.CollegeofInformationandCommunications,NationalUniversityofDefenseTechnology,Xi′an,Shaanxi710106,China;4.OilfieldDevelopmentDivison,ChangqingOilfieldCompany,Xi′an,Shaanxi710018,China)

Changqing is a typical low permeability oil field, which has large number of ground gathering pipelines and pipeline，the diameter less than DN150, is mainly carbon steel. In order to control the internal corrosion of the new and old pipelines, in recent years, the anti-corrosion technology of epoxy fiber inner spray has been studied. The life of the coating, the influence of the defects in the pipeline, the inspection and evaluation of the coating, and the post repair are discussed and further research tendency is presented.

oil field；pipelines；inner spray；anti-corrosion

李瓊瑋，男，1974年生，高級工程師，1997年畢業(yè)于天津大學腐蝕與防護專業(yè)，現(xiàn)主要從事油氣田化學及防腐技術研究。E-mail：lqw_cq@petrochina.com.cn

TE988.2

A

2096-0077(2017)06-0044-03

10.19459/j.cnki.61-1500/te.2017.06.012

2017-04-14

高紅霞)