埋地金屬管道高壓連續復合軟管內襯修復技術研究與現場應用

所屬分類：建筑論文閱讀次時間：2020-06-15 15:04

本文摘要：摘要：針對服役時間長、長距離穿越季節性水域的埋地金屬管道修復施工難題，開展了高壓連續復合軟管內襯修復技術研究與試驗應用。高壓連續復合軟管由內襯層、增強層、保護層三部分組成，管道中間斷管處接頭連接方式為包裹連接，端部的連接方式為法蘭碰頭連接

　　摘要：針對服役時間長、長距離穿越季節性水域的埋地金屬管道修復施工難題，開展了高壓連續復合軟管內襯修復技術研究與試驗應用。高壓連續復合軟管由內襯層、增強層、保護層三部分組成，管道中間斷管處接頭連接方式為包裹連接，端部的連接方式為法蘭碰頭連接。結果表明：DN100/PN6.0管材平均爆破強度11.8MPa，軸向拉伸強度192kN，維卡軟化溫度77.3℃;建立的工藝計算方法可用于配套設備選型和施工長度設計，理論計算軸向拉伸強度192kN，理論最大直線施工長度5.0km，現場應用最大施工長度1.9km;施工流程中管道清洗、焊瘤檢測、扭矩釋放是施工作業流程的關鍵控制點。該技術可提高施工時效50%，節省工程費用20%~30%。

　　關鍵詞：埋地金屬管道;高壓連續復合軟管;內襯修復;工藝計算;接頭連接;施工工藝

中國海上油氣

　　塔河油田腐蝕環境復雜，導致油氣集輸管道在較短服役年限內便產生腐蝕穿孔問題，造成巨大的經濟損失。此外，部分集輸管道穿越水域，安全生產和環境保護壓力很大。為此，在復雜腐蝕環境下開展油氣集輸管道防腐修復工作尤為重要。對腐蝕嚴重管段全面開挖更換不僅成本高、耗時長，而且受建筑物或水域等管道敷設限制因素的制約，不能全面推廣[1-3]。

　　目前常見的PE管內襯修復技術可一次修復管道0.5~1.0km[4-5]，原位固化修復技術可一次修復管道0.1~0.3km[6]，水泥砂漿襯里修復技術可一次修復管道1.2~1.5km[7]。上述修復技術單次修復距離短、管道修復后承壓能力低，并且不能解決長距離涉水管道修復問題。鑒于高壓連續復合軟管(HPCH)單根長(單根≤5.0km)、承壓能力高(承壓≤6.0MPa)、防腐性能好等一系列優點，開展了高壓連續復合軟管內襯修復配套技術研究，以期探索內腐蝕嚴重、長距離涉水管道的修復方法。

　　1修復工藝

　　1.1工藝原理

　　高壓連續復合軟管內襯修復技術是將高壓連續軟管“U”型折疊壓縮后襯入原金屬管道內，形成內襯非金屬管防腐性能與原金屬管道機械性能合二為一的“管中管”復合結構。

　　1.2工藝計算

　　摩擦力(f)和高壓連續復合軟管軸向拉伸強度(F)相等時，即可計算施工長度邊界上限，即Fα=f=μpL(1)其中L即高壓連續復合軟管一次最大施工長度，也為設計管道修復的分段點，以及開挖操作坑、對舊管道分段清洗位點。由式(1)可得L=Fαμp(2)式中：L為一次施工長度，m;α為安全系數，取0.5;μ為摩擦系數，取0.8;p為高壓連續復合軟管對鋼管產生的壓力，N/m，DN100/PN6.0高壓連續復合軟管取20。設備拉力應小于高壓連續復合軟管最大拉伸載荷。工藝計算結果：設備提供192kN拉力時，計算最大直線施工長度為6.0km，理論最大施工長度應為高壓連續復合軟管最大單根長度5.0km。

　　1.3管材結構設計與檢驗

　　高壓連續復合軟管由內襯層、增強層、外保護層3層結構組成。內襯層和外保護層材質通常為聚氨酯，增強層為滌綸長絲、芳綸長絲等。根據服役工況，可通過管材結構優化調整設計壓力和設計溫度。對送檢的DN100/PN6.0高壓連續復合軟管核心指標進行檢測。

　　1.4連接方式

　　1.4.1中間斷管處連接

　　高壓連續復合軟管內襯修復舊管道時，斷管處通過雙公內芯和軟管抱箍連接后，在舊管道接頭處設置包裹結構，將高壓連續復合軟管接頭置于包裹套筒中，通過注脂孔向環形空間內填充環氧樹脂與短纖維的混合物，混合物固化后即可實現斷管處緊密連接。

　　1.4.2接頭碰頭連接

　　接頭外套和接頭內芯通過牙紋咬合高壓連續復合軟管，并通過注脂孔注入密封樹脂，對內襯管壓實鎖緊。其中，接頭內芯采用涂層防護，涂層厚度為450μm。

　　2工藝流程

　　高壓連續復合軟管內襯修復技術施工工藝流程為：管線評估、施工準備→清管掃線→操作坑開挖、斷管→焊瘤檢測→牽引穿插→打壓復原、接頭處理→試壓驗收投運。管道清洗、焊瘤檢測、扭矩釋放是施工作業流程關鍵控制點。(1)管道清洗。鋼材表面應無可見的油脂和污垢、附著不牢的氧化皮、鐵銹，并且沒有焊瘤焊渣，避免高壓連續復合軟管穿插施工過程被焊瘤焊渣劃傷。(2)焊瘤檢測。檢測管道清洗光潔度，確定管道內無焊瘤焊渣，避免高壓連續復合軟管內襯施工過程被焊瘤焊渣劃傷。(3)扭矩釋放。高壓連續復合軟管與鋼絲繩連頭處安裝扭矩釋放裝置，避免高壓連續復合軟管內襯施工過程扭矩傳遞集中發生扭轉，無法打壓復原。

　　3現場應用分析

　　2017年至今塔河油田先后完成了TK7222CH井等25km高壓連續復合軟管內襯修復現場應用試驗，一次最大施工長度1.9km。以TK7222CH井單井管道為例，該管道2013年建成投運，材質為20#鋼，管道設計規格DN80mm，設計壓力PN4.0MPa，長度3.0km，管道起點、終點壓力分別為1.9MPa和0.6MPa、運行溫度分別為60℃和35℃，輸送液量27.3t/d。

　　該管道采用高壓連續復合軟管4天完成內襯修復施工，一次穿越水域1.1km，在相同輸送量下，管線運行起點、終點壓力分別為1.1MPa和0.5MPa，運行溫度分別為60℃和38℃。從運行結果看，在輸送量相同的條件下，高壓連續復合軟管內襯修復后雖然管徑降低，但回壓和溫度大大降低(管道前期結垢堵塞)，水力熱力條件滿足生產要求。高壓連續復合軟管內襯修復技術有效地解決了環境敏感區長距離涉水管線治理難題，管道修復后設計承壓4.0MPa，與傳統管道修復技術相比，施工時效提高了50%，節省工程費用20%~30%，具有較好的經濟效益與社會效益。

　　4結論與建議

　　(1)采用高壓連續復合軟管內襯修復技術有效地解決了服役時間長、穿孔嚴重且穿越環境敏感區長距離涉水管道修復難題，消除了管道安全隱患。

　　(2)高壓連續軟管內襯修復技術的優勢在于地下穿越，征地面積小;施工不受環境天氣限制;修復速度快，目前一次最大施工長度1.9km，施工速度400m/h;管道修復后延長使用壽命15年。

　　(3)建議開展高壓連續復合軟管結構優化研究，進一步優化管材結構，降低管材成本;明確管材結構與修復后管道承壓邊界之間的關系。

　　參考文獻

　　[1]陳濤.油田集輸系統腐蝕結垢與防治[J].石油化工腐蝕與防護，2011，28(2)：27-28.CHENTao.Corrosionfoulingofoilfieldgatheringsystemandprevention[J].Corrosion&ProtectioninPetrochemicalIndustry，2011，28(2)：27-28.

　　[2]王海秋.腐蝕管道修復技術[J].油氣田地面工程，2014，33(8)：109.WANGHaiqiu.Corrosionpipelinerepairtechnology[J].Oil-GasFieldSurfaceEngineering，2014，33(8)：109.

　　[3]朱原原，羊東明，葛鵬莉，等.管道非開挖原位更新技術研究與現場應用[J].油氣田地面工程，2017，36(12)：73-75.ZHUYuanyuan，YANGDongming，GEPengli，etal.Researchandfieldapplicationofpipelinetrenchlessinplacereplacingtechnology[J].Oil-GasFieldSurfaceEngi‐neering，2017，36(12)：73-75.

　　[4]朱原原，羊東明，高秋英，等.復雜腐蝕環境下HT-PO管道修復技術的應用[J].油氣儲運，2013，32(12)：1355-1357.

　　作者：朱原原1宋琦2羊東明1沙月華3胡盾海4丁龍5

　　油氣論文投稿刊物：《中國海上油氣》是由中國海洋石油總公司主管、中海石油研究中心主辦的石油及天然氣科學綜合性技術期刊(國內外公開發行，刊號：CN11-5339/TE)，重點報道我國海洋石油和天然氣科學的重大研究成果。