程晓军 ,贾旭东 ,桂 晶 ,曾文广 ,高 亮 ,刘冬欢

(1.中国石油化工股份有限公司西北油田分公司,乌鲁木齐 830011;2.中国石油化工集团公司碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率重点实验室,乌鲁木齐 830011;3.安科工程技术研究院(北京)有限公司,北京 102209;4.北京科技大学数理学院,北京 100083)

近年来,随着国内外油气田的深入开发,越来越多的强腐蚀性介质给油气集输管道带来极大的腐蚀泄漏风险[1],对于穿越农田、灌溉沟渠等敏感地区的油气管道,往往易发生腐蚀泄漏,其修复困难,征地费用高,可操作性差[2]。聚烯烃内衬修复工艺是在待修复管线两端开挖操作坑,采用U 型或O 型缩颈技术,通过牵引机将外径比金属管线内径略大的高密度聚乙烯内衬层一次性穿插在金属管线内部,依靠聚烯烃内衬层具有记忆的特点,使得恢复形变后的聚烯烃内衬层紧密贴合在金属管线内部,形成管中管结构,起到阻隔腐蚀介质的目的[1-8]。聚烯烃内衬具有耐蚀性好(耐H2S、CO2、Cl-和细菌腐蚀等)[1]、寿命长[1]、价格低[1,9]、抗偏磨[10]、防结垢[10]、无断裂穿孔和剥落[11]等优点,在不需要开挖的前提下即可对金属管线进行修复,在国内外油田逐渐得到推广使用,例如塔河油田单井和集输管线[2]、大港油田集输管线[12]、定边油田和辽东油田的内衬油管[11]、新疆油田[13]、华北油田[7]、伊拉克格拉夫油田注水管线[14]、伊拉克艾哈代布油田注水管线[8]、阿曼油田的单井和集输管线[1]、供水管线[15-16]和压力容器[17]等。

聚烯烃内衬修复技术大大降低了油气集输管线的腐蚀泄漏风险,但其应用过程中也存在一些问题,如在大港油田内衬输油管的接箍处随服役周期的延长而发生严重的腐蚀[18]、新疆克拉玛依油田集输管线接头渗漏、内衬管变形[13]、塔河油田塌陷[19-20]等。针对上述问题,已有较多学者对聚烯烃内衬的性能进行实验室模拟评价[21-25]与现场评价[8]。其中,徐广丽等[26]研究发现,集输管线输送介质为原油和采出水时,腐蚀介质可渗透进入聚烯烃内衬内部,引起溶胀,同时使聚烯烃表面产生裂纹,降低其拉伸性能。刘德俊等[27]对交联聚烯烃、耐热聚烯烃和高密度聚乙烯的老化行为进行了研究,结果表明3种材料老化后的力学性能和耐热性能均呈一定的下降趋势。总体来看,目前针对聚烯烃内衬的现场失效形式及失效原因的研究相对较少。

本工作主要针对塔河油田聚烯烃内衬输油管线在服役过程中出现的6种失效形式,分析其失效原因,并提出相应的预防措施,以期为国内外油田集输管线使用聚烯烃内衬提供一定的参考依据。

1 失效类型

塔河油田在2012年引进了聚烯烃内穿插技术,目前内穿插修复工艺已在塔河油田单井及集输输油管线开展了大范围应用。输油管线在完成内衬耐高温聚烯烃(HTPO)管线内穿插修复后,较治理前每一百公里管线的年穿孔数从13.8下降至0.26,应用效果良好。截止2022年2月,内穿插修复后输油管线发生多次失效,失效次数随着时间的延长呈增加的趋势。其中,内衬HTPO 管线失效占比为81%,内衬高密度聚乙烯(HDPE)管线失效占比为19%。内穿插失效类型包括金属基管穿孔[图1(a),占比61%]、法兰刺漏[图1(b),占比11%]、钢包裹刺漏[图1(c),占比7%]、塌陷[图1(d),占比12%]、内衬管损坏[图1(e),占比7%]、内衬管爆管[图1(f),占比2%]。

图1 塔河油田聚烯烃内衬输油管线在服役过程中的失效类型Fig.1 Failure types of polyolefin-lined oil pipelines in Tahe oilfield during service: (a)perforation of base pipe of metal pipe section;(b)puncture and leakage of flange;(c)puncture and leakage of steel package;(d)lined layer collapse;(e)lined layer damaged;(f)tube burst

2 失效原因分析

2.1 治理段金属基管穿孔

塔河油田具有“三高一低”的苛刻腐蚀工况[2],具体表现为高H2S(质量分数为0.013%～7.8%)、高CO2(质量分数为3%～6%)、高Cl-(12×104～17×104mg/L)和低pH(5.2～6.0)。在正常的服役温度下(低于60℃[1]),聚烯烃内衬可以阻隔油气中的腐蚀性介质与金属管线接触,起到良好的腐蚀防护效果。因此,聚烯烃内衬修复后输油管线发生的金属基管穿孔均是腐蚀性介质渗透[28-32]到聚烯烃内衬与金属管线的空隙内,在CO2、H2S 等腐蚀性介质共同作用下发生CO2-H2S腐蚀[33-41]造成的。

2.2 法兰刺漏

法兰接头一般采用标准钢质法兰和标准注塑的高密度聚乙烯法兰,聚烯烃法兰与聚烯烃内衬输油管通过热熔连接,外部采用钢质限位圈对聚烯烃法兰进行密封与定位。法兰连接承压高、连接方便、可靠性高、便于维修和检查[1]。塔河油田部分原油集输管线在聚烯烃内衬修复后使用法兰连接,在服役过程中,由于集输管线高程起伏大,且受地势沉降等影响,造成接头处钢制密封圈出现撕裂、分离(图1),且聚烯烃内衬输油管外翻边完好,没有发生塌陷、裂纹、破损等情况。国内外学者对地质沉降引起的输油管道失效进行了研究[42-48],其中,魏斌等[43]研究了油田集输用玻璃钢管接头在外部地势沉降或其他外力载荷作用下,管端部出现脆性开裂而发生泄漏的案例。周敏等[47]研究了地层沉降对HDPE管道的影响。通常情况下,在地势沉降的影响下,法兰处的应力集中会逐渐加剧,此时法兰接头处除承受较大的应力集中外,还承受较大的弯矩及外部载荷,即地势沉降易导致法兰连接部位管道两端形成错位,同时,拉坏钢制密封圈形成间隙,从而发生原油泄漏。

2.3 钢包裹刺漏

塔河油田已应用的聚烯烃内衬输油管除少数管径较大的集输干线采用法兰连接外,大部分单井集油管线均采用钢包裹连接。钢包裹接头是将电熔连接或热熔连接的聚烯烃内衬接头以水泥填充的方式密封在钢包裹的环形空间内,最后将灌水泥口焊接、堵死[1]。钢包裹刺漏原因与治理后的金属段刺漏原因相同,均是腐蚀性介质渗透至内衬与钢包裹之间的夹层中,随着服役时间的延长,钢包裹外层的普碳钢发生CO2-H2S腐蚀泄漏。引起金属基管段发生刺漏的腐蚀性介质多数是从内衬管段渗透而来,而引起钢包裹泄漏的腐蚀性介质多数是从电熔或热熔接头处渗透而来,尤其是当电熔或热熔接头有缺陷时,腐蚀性介质更容易从缺陷处进入内衬与钢包裹之间的夹层中。聚烯烃电熔或热熔接头的缺陷检测可以采用超声相控阵检测技术[49-51]、基于持续激励红外热像技术[52]和微波扫描检测技术[53]。如图2和图3所示:两种规格的热熔接头表面均存在一定的缺陷;规格为φ257 mm×8 mm 的热熔接头共有1处宏观缺陷及4处微观缺陷,宏观缺陷为表面凹坑,微观缺陷依次为位置1处的表面凹坑、位置2处的未熔合、位置3处的未熔合和位置4处的内卷边异常;通过微波扫描清晰可见规格为φ207 mm×7 mm 的热熔接头表面的热熔焊缝,其表面共有1处宏观缺陷及1处对应的微观缺陷,宏观缺陷为表面凸起。相较于聚烯烃内衬管,聚烯烃电熔或热熔接头更容易产生未熔合等缺陷,腐蚀性介质更易从未熔合区域渗透至内衬与钢包裹之间的夹层中,从而导致钢包裹发生CO2-H2S腐蚀。

图2 规格为φ257 mm×8 mm 聚烯烃热熔接头表面的凹坑缺陷宏观形貌及微波扫描检测结果Fig.2 Macro morphology of pit defect(a)and microwave scanning detection results(b)of the surface of polyolefin hot-melt joint with a size ofφ257 mm×8 mm

图3 规格为φ207 mm×7 mm 的聚烯烃热熔接头表面的凸起缺陷宏观形貌及微波扫描检测结果Fig.3 Macro morphology of raised defect(a)and microwave scanning detection results(b)of the surface of polyolefin hot-melt joint with a size ofφ207 mm×7 mm

2.4 内衬管塌陷

已有相关文献对聚烯烃内衬塌陷进行了阐述[28-32]。其中,白强等[29]分析了聚烯烃内衬复合油管在服役过程中热胀冷缩的程度与金属管线的不同,油气会从管端位置进入聚烯烃内衬与金属管线的夹层中,使得夹层中压力超过内衬的输送压力,从而导致聚烯烃内衬发生塌陷。张洪霖等[54]基于ANSYS分析方法,明确了气体组分在材料表面大量吸附后渗透至陶瓷内衬管,长期作用下,材料内部积聚的气体压力与管道运行压力趋于平衡,当管线因检修等原因突然降压时,陶瓷内衬层与基管之间的气体体积瞬间膨胀,从而对内衬的塌陷产生影响。塔河油田典型的聚烯烃内衬塌陷为TK7241单井集输管线,其规格为φ78.5 mm×4.3 mm,如图1所示,呈现出三角状的塌陷,通过ANSYS建模分析,明确了该内衬的塌陷原因为随着服役时间的延长,油气介质逐渐渗透至内衬与金属基管之间的夹层,当管线进行泄压操作时,由于内衬与金属管之间的夹层与管线内部存在压力差,在未完全恢复形变处优先发生塌陷。

塔河油田聚烯烃内衬发生塌陷位置主要为内衬未完全恢复形变处和内衬局部划伤处。塔河油田部分集油管线地处沙漠区域,高程起伏较大,在较短时间内即进行电熔或热熔接头焊接,在高程起伏处(包括最高处和最低处)易造成内衬未完全恢复形变。在未完全清理干净金属基管内的焊瘤等尖锐物即进行管线牵引,内衬表面易出现局部划伤。为分析上述两种情况下更易发生聚烯烃内衬塌陷的原因,采用ANSYS建模,分别模拟完好的聚烯烃内衬输油管、未完全恢复形变的聚烯烃内衬输油管(10%不圆度)、存在局部划伤的聚烯烃内衬输油管(划伤宽度为10°,深度为2 mm,长度为100 mm),在承受均布外压载荷作用下内衬发生塌陷时的压力分布情况。聚烯烃内衬输油管规格为φ114 mm×9.5 mm。如图4所示:当聚烯烃内衬完好时,其在均布外压载荷达到2.7 MPa时发生塌陷、压溃;当聚烯烃内衬未完全恢复形变时,其在均布外压载荷达到2.05 MPa时发生塌陷、压溃;当聚烯烃内衬表面存在局部划伤时,其在均布外压载荷达到2.58 MPa时发生塌陷、压溃。综上所述可知,当管线有泄压操作时,未完全恢复形变或表面出现局部划伤的聚烯烃内衬易在缺陷处发生塌陷、压溃。

图4 完好的、未完全恢复形变的和存在局部划伤的聚烯烃内衬发生塌陷时的压力分布模拟图Fig.4 Simulation images of pressure distribution of the intact(a),incompletely recovered deformation(b)and partially scratched(c)polyolefin lined layer collapses

2.5 内衬损坏

聚烯烃内衬材质及施工工艺主要依据SY/T 4110-2019《钢质管道聚乙烯内衬技术规范》与Q/JTBS 001-2013《石油天燃气内衬修复用耐高温聚烯烃(HT-PO)管材》标准。标准中规定了聚乙烃内衬用于油田油、水管线时的最高使用温度为60℃,HTPO 内衬最高使用温度为75℃。塔河油田内衬发生高温损坏的均是HTPO 内衬,由于加热炉温控系统延迟,使得HTPO 内衬输油管内原油介质的温度超过90℃,从而导致HTPO 内衬发生高温损坏。

2.6 爆管

依据聚烯烃内衬的相关标准,基于其不承压的特点,聚乙烃内衬以及HTPO 内衬的设计压力均为4 MPa。塔河油田出现聚乙烃内衬与金属基管同时发生爆裂,其原因是金属基管服役时间长,导致壁厚减薄较多,由于管内存在积垢,在进行通管扫线过程中,当扫线压力超过剩余壁厚金属基管以及聚乙烯内衬的最大允许工作压力时,会导致聚乙烯内衬与金属基管同时发生爆裂。相关文献[20]通过有限元建模,分析了聚乙烯内衬在低于设计压力和不发生爆裂失效情况下金属基管允许存在的临界缺陷尺寸,这为现场施工提供了技术指导。

3 防治措施

针对目前已经出现的聚乙烯内衬输油管线的失效原因分析结果,主要从施工质量、运行管理、检测等3方面提出相应的防治措施。

(1) 施工质量。建议加强现场聚烯烃内衬输油管的施工质量,在严格按照相关标准进行施工的同时,尽量选择无地势沉降的区域进行敷设施工,避免地势沉降对于管线接头造成的损坏。同时,严格控制管线接头的焊接过程,避免将管线接头设置在管线高程差的弯曲处。其次,在对聚烯烃内衬实施内穿插前,需要将金属基管内的焊瘤、尖锐物等杂质清理干净,避免穿插过程中对内衬造成的划伤等缺陷。最后,建议延长聚烯烃内衬恢复形变的时间,避免部分内衬未完全恢复形变。

(2) 运行管理。建议从排气、控温、控压等方面进行严格管理。首先,在聚烯烃内衬输油管钢包裹处设置泄压阀,定期对渗透至内衬与金属基管之间夹层的气体进行释放。在服役过程中,对热媒介的加热需要一定的传导时间,存在延迟易造成温度过载,建议现场操作人员按照规范流程进行操作。在管线清管泄压、扫线、试压或停输等工况中,尽量避免阀门的快速关断和压力快速增减的情况,最高压力不应超过内衬的设计压力。

(3) 检测。针对服役时间较长的金属管线,建议定期对预测的管线腐蚀穿孔部位进行壁厚的检测,并开展管线薄弱点剩余强度和剩余服役寿命的计算。对于热熔接头,建议加强对施工后接头的微波扫描检测,对出现未熔合等缺陷的热熔接头进行返工处理。

4 结论

(1) 塔河油田聚烯烃内衬输油管线主要失效类型有金属基管穿孔、法兰刺漏、钢包裹刺漏、塌陷、内衬高温损坏和爆管。

(2) 腐蚀性介质渗透进入内衬与金属基管之间的夹层中,随着服役时间的延长,服役较久的金属管线发生CO2-H2S腐蚀。地势沉降导致聚烯烃内衬输油管接头钢圈断裂,从而造成原油泄漏。腐蚀性介质渗透至内衬与金属基管之间的夹层中,在管线清管泄压过程中,内衬未完全恢复形变处以及局部划伤处优先发生塌陷。当聚烯烃内衬运行温度和运行压力超过其设计温度与设计压力时,会导致聚烯烃内衬发生高温损坏和爆管。

(3) 建议从施工质量、运行管理、监检测等方面对聚烯烃内衬加强防治措施,降低其失效风险。