埋地金属管道高压连续复合软管内衬修复技术研究与现场应用

所属分类：建筑论文阅读457次时间：2020-06-15 15:04

本文摘要：摘要：针对服役时间长、长距离穿越季节性水域的埋地金属管道修复施工难题，开展了高压连续复合软管内衬修复技术研究与试验应用。高压连续复合软管由内衬层、增强层、保护层三部分组成，管道中间断管处接头连接方式为包裹连接，端部的连接方式为法兰碰头连接

　　摘要：针对服役时间长、长距离穿越季节性水域的埋地金属管道修复施工难题，开展了高压连续复合软管内衬修复技术研究与试验应用。高压连续复合软管由内衬层、增强层、保护层三部分组成，管道中间断管处接头连接方式为包裹连接，端部的连接方式为法兰碰头连接。结果表明：DN100/PN6.0管材平均爆破强度11.8MPa，轴向拉伸强度192kN，维卡软化温度77.3℃;建立的工艺计算方法可用于配套设备选型和施工长度设计，理论计算轴向拉伸强度192kN，理论最大直线施工长度5.0km，现场应用最大施工长度1.9km;施工流程中管道清洗、焊瘤检测、扭矩释放是施工作业流程的关键控制点。该技术可提高施工时效50%，节省工程费用20%~30%。

　　关键词：埋地金属管道;高压连续复合软管;内衬修复;工艺计算;接头连接;施工工艺

中国海上油气

　　塔河油田腐蚀环境复杂，导致油气集输管道在较短服役年限内便产生腐蚀穿孔问题，造成巨大的经济损失。此外，部分集输管道穿越水域，安全生产和环境保护压力很大。为此，在复杂腐蚀环境下开展油气集输管道防腐修复工作尤为重要。对腐蚀严重管段全面开挖更换不仅成本高、耗时长，而且受建筑物或水域等管道敷设限制因素的制约，不能全面推广[1-3]。

　　目前常见的PE管内衬修复技术可一次修复管道0.5~1.0km[4-5]，原位固化修复技术可一次修复管道0.1~0.3km[6]，水泥砂浆衬里修复技术可一次修复管道1.2~1.5km[7]。上述修复技术单次修复距离短、管道修复后承压能力低，并且不能解决长距离涉水管道修复问题。鉴于高压连续复合软管(HPCH)单根长(单根≤5.0km)、承压能力高(承压≤6.0MPa)、防腐性能好等一系列优点，开展了高压连续复合软管内衬修复配套技术研究，以期探索内腐蚀严重、长距离涉水管道的修复方法。

　　1修复工艺

　　1.1工艺原理

　　高压连续复合软管内衬修复技术是将高压连续软管“U”型折叠压缩后衬入原金属管道内，形成内衬非金属管防腐性能与原金属管道机械性能合二为一的“管中管”复合结构。

　　1.2工艺计算

　　摩擦力(f)和高压连续复合软管轴向拉伸强度(F)相等时，即可计算施工长度边界上限，即Fα=f=μpL(1)其中L即高压连续复合软管一次最大施工长度，也为设计管道修复的分段点，以及开挖操作坑、对旧管道分段清洗位点。由式(1)可得L=Fαμp(2)式中：L为一次施工长度，m;α为安全系数，取0.5;μ为摩擦系数，取0.8;p为高压连续复合软管对钢管产生的压力，N/m，DN100/PN6.0高压连续复合软管取20。设备拉力应小于高压连续复合软管最大拉伸载荷。工艺计算结果：设备提供192kN拉力时，计算最大直线施工长度为6.0km，理论最大施工长度应为高压连续复合软管最大单根长度5.0km。

　　1.3管材结构设计与检验

　　高压连续复合软管由内衬层、增强层、外保护层3层结构组成。内衬层和外保护层材质通常为聚氨酯，增强层为涤纶长丝、芳纶长丝等。根据服役工况，可通过管材结构优化调整设计压力和设计温度。对送检的DN100/PN6.0高压连续复合软管核心指标进行检测。

　　1.4连接方式

　　1.4.1中间断管处连接

　　高压连续复合软管内衬修复旧管道时，断管处通过双公内芯和软管抱箍连接后，在旧管道接头处设置包裹结构，将高压连续复合软管接头置于包裹套筒中，通过注脂孔向环形空间内填充环氧树脂与短纤维的混合物，混合物固化后即可实现断管处紧密连接。

　　1.4.2接头碰头连接

　　接头外套和接头内芯通过牙纹咬合高压连续复合软管，并通过注脂孔注入密封树脂，对内衬管压实锁紧。其中，接头内芯采用涂层防护，涂层厚度为450μm。

　　2工艺流程

　　高压连续复合软管内衬修复技术施工工艺流程为：管线评估、施工准备→清管扫线→操作坑开挖、断管→焊瘤检测→牵引穿插→打压复原、接头处理→试压验收投运。管道清洗、焊瘤检测、扭矩释放是施工作业流程关键控制点。(1)管道清洗。钢材表面应无可见的油脂和污垢、附着不牢的氧化皮、铁锈，并且没有焊瘤焊渣，避免高压连续复合软管穿插施工过程被焊瘤焊渣划伤。(2)焊瘤检测。检测管道清洗光洁度，确定管道内无焊瘤焊渣，避免高压连续复合软管内衬施工过程被焊瘤焊渣划伤。(3)扭矩释放。高压连续复合软管与钢丝绳连头处安装扭矩释放装置，避免高压连续复合软管内衬施工过程扭矩传递集中发生扭转，无法打压复原。

　　3现场应用分析

　　2017年至今塔河油田先后完成了TK7222CH井等25km高压连续复合软管内衬修复现场应用试验，一次最大施工长度1.9km。以TK7222CH井单井管道为例，该管道2013年建成投运，材质为20#钢，管道设计规格DN80mm，设计压力PN4.0MPa，长度3.0km，管道起点、终点压力分别为1.9MPa和0.6MPa、运行温度分别为60℃和35℃，输送液量27.3t/d。

　　该管道采用高压连续复合软管4天完成内衬修复施工，一次穿越水域1.1km，在相同输送量下，管线运行起点、终点压力分别为1.1MPa和0.5MPa，运行温度分别为60℃和38℃。从运行结果看，在输送量相同的条件下，高压连续复合软管内衬修复后虽然管径降低，但回压和温度大大降低(管道前期结垢堵塞)，水力热力条件满足生产要求。高压连续复合软管内衬修复技术有效地解决了环境敏感区长距离涉水管线治理难题，管道修复后设计承压4.0MPa，与传统管道修复技术相比，施工时效提高了50%，节省工程费用20%~30%，具有较好的经济效益与社会效益。

　　4结论与建议

　　(1)采用高压连续复合软管内衬修复技术有效地解决了服役时间长、穿孔严重且穿越环境敏感区长距离涉水管道修复难题，消除了管道安全隐患。

　　(2)高压连续软管内衬修复技术的优势在于地下穿越，征地面积小;施工不受环境天气限制;修复速度快，目前一次最大施工长度1.9km，施工速度400m/h;管道修复后延长使用寿命15年。

　　(3)建议开展高压连续复合软管结构优化研究，进一步优化管材结构，降低管材成本;明确管材结构与修复后管道承压边界之间的关系。

　　参考文献

　　[1]陈涛.油田集输系统腐蚀结垢与防治[J].石油化工腐蚀与防护，2011，28(2)：27-28.CHENTao.Corrosionfoulingofoilfieldgatheringsystemandprevention[J].Corrosion&ProtectioninPetrochemicalIndustry，2011，28(2)：27-28.

　　[2]王海秋.腐蚀管道修复技术[J].油气田地面工程，2014，33(8)：109.WANGHaiqiu.Corrosionpipelinerepairtechnology[J].Oil-GasFieldSurfaceEngineering，2014，33(8)：109.

　　[3]朱原原，羊东明，葛鹏莉，等.管道非开挖原位更新技术研究与现场应用[J].油气田地面工程，2017，36(12)：73-75.ZHUYuanyuan，YANGDongming，GEPengli，etal.Researchandfieldapplicationofpipelinetrenchlessinplacereplacingtechnology[J].Oil-GasFieldSurfaceEngi‐neering，2017，36(12)：73-75.

　　[4]朱原原，羊东明，高秋英，等.复杂腐蚀环境下HT-PO管道修复技术的应用[J].油气储运，2013，32(12)：1355-1357.

　　作者：朱原原1宋琦2羊东明1沙月华3胡盾海4丁龙5

　　油气论文投稿刊物：《中国海上油气》是由中国海洋石油总公司主管、中海石油研究中心主办的石油及天然气科学综合性技术期刊(国内外公开发行，刊号：CN11-5339/TE)，重点报道我国海洋石油和天然气科学的重大研究成果。