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-167-油田焊接钢质管道在线挤涂防腐的两个关键问题杨全安1,2朱方辉1,2（1中国石油长庆油田公司油气工艺研究院西安陕西中国7100212低渗透油气田勘探开发国家工程实验室西安陕西中国710021陕西省西安市未央区明光路新技术开发中心邮编710021）摘要：挤涂法用于油田焊接管道的在线内防腐具有涂层完整性好，避免过多补口等优点。本文针对管道在线挤涂防腐施工中影响防腐质量的两个关键因素开展了研究和讨论，国内首次进行了内涂层材料在油田的临界温度压力使用条件研究，并确定了风送喷砂除锈法可进行管道内表面除锈的最佳排风量及最大长度。现场应用表明，两项问题的解决较好的指导了内挤涂防腐的现场施工，管道防腐效果良好。关键词：挤涂防腐焊接管道临界条件长距离除锈1前言油田地面管道目前多为焊接钢质管道，高含水集油管道和污水回注管道数量大，内腐蚀问题十分突出，寿命短，提高已建钢质管道寿命意义重大。挤涂法是其内防腐的主要方法之一，这种方法不需要工厂预制，对已建埋地管线无需开挖即可施行内壁防腐蚀施工，减少了中间环节并避免了过多的补口，涂层完整性好[1]。实际应用过程中，分析目前的挤涂工艺，有两项关键技术未得到系统研究，一是在油田地面管道复杂服役环境下，未见内涂层材料的临界温度压力使用条件的研究；二是长距离管道的在线内表面处理是影响内防腐涂层质量的关键，在保证除锈效果的前提下，目前的风送喷砂除锈工艺可实现多长距离的管道内表面除锈。针对上述问题，本文开展了相对应的试验研究。2涂层材料临界使用条件研究2.1试验对象Φ60×3.5mm×100mm内涂层油管试件20个，其中内涂层材料为YQY-1型无溶剂环氧涂料，密度，1.58g/cm3；固含量，99%；粘度，2000mPa.s；常温固化。2.2试验装置及条件采用CORTEST高温高压腐蚀测试系统开展试件的耐压耐蚀性能评价。试验温度：35℃、40℃、45℃、50℃、55℃、60℃、65℃、70℃、90℃。试验压力：25MPa、20MPa、15MPa、5MPa、1MPa。温度压力条件的设定基于两个条件：一是模拟油田各类输送管道的服役条件，25MPa和45℃的压力温度值是目前注水管道的最高运行条件，50℃～90℃是含水原油管道加热的边际条件；二是在此基础上扩大试验边界条件，其余温度、压力值为进行研究时所选取的梯度值及极限值。试验介质：油水污水或模拟水样；含甲醇高矿化度污水样。168表1试验用模拟油田污水介质（单位：mg/L）腐蚀因素PH值Cl-HCO3-Ca2+Mg2+Sr2+/Ba2+Na+/K+矿化度数值5.6963127.09180.97473.139.591971.2839803.11104513.592.3试验结果与分析在不同压力温度条件下，试验7天后观察内衬层外观、依据SY/T0544-2004《石油钻杆内涂层技术条件》附着力评价标准测量其附着力变化，并测量硬度。2.3.1高压临界温度试验25～15MPa压力范围内，开展35～60℃温度梯度下评价试验，试验结果见表2，试验后试件典型形貌见图1。表2高压条件下不同温度梯度试验结果试验结果压力（MPa）温度（℃）外观附着力硬度备注35未起泡、脱落未变（A级）未变40未起泡、脱落未变（A级）未变50大部分区域外观完好，有一处出现不太明显条带状鼓起未变（A级）略降55有3～4处明显鼓起未变（A级）略降2060大量起泡，部分试样涂层完全剥离D级未变2545未起泡、脱落未变（A级）未变1550未起泡、脱落未变（A级）未变20MPa试验基础上，继续开展此两个压力下5个温度梯度的最佳试验结果试验前20MP、40℃20MPa、60℃15MPa、50℃图1试验前后试件典型外观图169从表2和图1可以看出，20MPa时，50℃以下，该涂层材料均能够正常使用。压力为25MPa下，45℃为最高温度条件，压力为15MPa下，50℃为最高温度条件，此时的试件在试验7天后内衬层外观完好，其附着力、硬度基本不变。2.3.2低压临界温度试验试验条件与测试标准均与高压试验相同。试验结果见表3，试件外观形貌见图2.表3低压条件下不同温度梯度试验结果试验结果压力（MPa）温度（℃）外观附着力硬度70大量鼓泡C级略降65大量鼓泡C级略降560未起泡、脱落未变（A级）未变70未起泡、脱落未变（A级）未变190未起泡、脱落未变（A级）未变5MPa、70℃（涂层起泡）1MPa、90℃（涂层完好）图2低压条件下试验后典型试件外观形貌从表3和图2可以看出，5MPa下，60℃为最高使用温度。降低压力为1MPa、提高温度条件为70℃和90℃，试验7天后内挤衬外观完好，其附着力、硬度基本不变。根据上述一系列试验，可以得出此内衬材料的几个温度压力临界使用条件，分别是：25MPa，45℃；20MPa，50℃；15MPa，50℃；5MPa，60℃；1MPa，90℃。由此可得到内衬材料的使用温度-压力曲线图，见图3。从曲线中可以得到，以曲线两个端点为界，曲线下方所有区域内的温度压力值都是此内衬材料较为适用的条件，目前油田的大部分地面管道服役条件均在此范围内。同时试验结果表明，在其使用范围之内，该内衬涂层耐蚀性、抗渗性达到防腐要求，力学性能满足国家标准，附着力优异，可保证内衬层在工作环境下不开裂、不脱落、不掉渣，与金属基体表面结合力优良。1700153045607590105051015202530压力（MPa）温度（℃）图3内涂层材料使用温度压力临界条件3长距离小管径内表面除锈技术3.1除锈原理大排量风送法进行喷砂除锈，砂粒入口与管壁呈30度左右的夹角，启动空气压缩机，高速气体使砂粒在管道内无规则碰撞后呈螺旋滚动式前进，持续加大送风量并保持一定风机压力，砂粒在管道内速度逐渐增加，与管内壁不断的碰撞与摩擦达到除锈目的。3.2试验对象在某采油厂选择3条新建管道（Φ76mm×8mm），管道长度分别为2km、3km、4km。其中在2km管道上设计安装4个弯头（弯头半径为地面设计规范允许最小的1.5D弯头），其中4号弯头距管道起始端900m。现场进行整管及连续多弯头处内喷砂除锈效果评价验证。试验管道的结构及施工流程示意图见图4。图4管道风送喷砂除锈施工示意图3.3试验结果与分析（1）管道末端除锈效果以Φ76mm管径的管道为例开展不同长度管道的内表面风送喷砂除锈试验。通过现场实践总结了其相对应的施工参数，见表4，除锈效果见图5,。表4试验所采用的工艺参数砂粒粒径1.2mm～1.5mm空气压力0.7MPa～0.8MPa管道长度2km3km4km空气排量9m3/min12m3/min22m3/min耗砂量1190kg2260kg3390kg171管道长度2km管道长度3km管道长度4km图5管道末端的除锈效果从表4、图5可以看出，相同管径下，风送喷砂除锈的管道长度与空气压缩机空气排量呈正比关系，此时的内壁除锈可以达到Sa2.5级，满足施工要求。一般来说，当管道长度≤3km时，可选择空气排量为12m3/min的空气压缩机，管道长度增长，空气排量则要相应增大，同时适当延长除锈时间。本试验现有的最大空气压缩机排量下（22m3/min），最大除锈长度可达4km。（2）弯头除锈情况管道存在连续多弯头时的除锈情况是较为关注的问题，普遍认为连续弯头的最后一个除锈效果较差。本次试验选取离起始端最远的4号弯头（见图4）进行剖开观察测试，其除锈效果见图6。图6管道弯头处内弯与外弯除锈效果从图4可以看出，4号弯头处的整体除锈效果良好，达到Sa2.5级，由此认为，该喷砂除锈工艺参数较为适合且能满足管道存在连续弯头时的内壁除锈，可以满足防腐层施工的要求。同时可以看出，外弯处的除锈程度要大于内弯处，分析其原因是因为砂粒在运动过程中对外弯的冲刷力度较大，其所承受的砂粒冲击量也更多。4应用效果结合上述研究结果，近几年在长庆油田的采油、采出水回注等各类地面管道实施了近500km的内挤涂防腐施工，其中Φ114以下的小直径管道约占90%。对设置观察短节的管道进行现场打开效果验证，结果表明，管道运行情况良好，使用近3年的内防腐涂层完好，未见任何异常。5结论（1）油田管道内防腐涂层的应用应考虑其所处的压力和温度条件的影响，涂层临界使用条件的确定对实际工程应用具有很好的指导作用，可以保证最终涂层质量有效可靠。（2）采用风送喷砂除锈，管径一定时，选择合适的空气压缩机排量即可实现整体在线的172内表面处理，保证内挤涂防腐层的完整性。从现场实践看来，目前最大可除锈管道长度为4km，所需空气压缩机排量为22m3/min。参考文献[1]马书定，王学善.油气储运，1997，6（16），28～30.[2]叶为军.青海石油，2004，2（22），86～87.[3]胡建国.石油工程建设，1998，1，33～34.[4]毛永晶，孙卫东.腐蚀与防护，2008,12（29）,770～771.﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌﹌作者简介杨全安，男，1954年生，教授级高级工程师，甘肃静宁人，1980年毕业于天津大学腐蚀与防护专业，长庆油田公司一级技术专家，美国腐蚀工程学会和中国腐蚀学会会员，现在长庆油田油气工艺研究院从事油气田腐蚀与防护工作。长期从事油气田腐蚀与防护技术、油田化学及采油工艺技术研究，获省部级科技成果奖7项，出版专著《实用油气井防腐蚀技术》1部，在国际会议发表论文4篇，国内一级刊物发表论文20篇。多年来一直从事油气田防腐和油田化学研究开发工作，在环氧冷缠带锌阳极套管防腐研究、丛式井组套管阴极保护研究、套损井综合治理、高腐蚀气井管柱防腐和油气井不动管柱腐蚀检测等方面取得了重大技术突破，特别是作为第一完成人，通过自主集成创新开发的经济型防腐技术——环氧冷缠带牺牲阳极套管防腐技术，解决了油田开发中套管腐蚀穿孔的重大技术难题，为长庆油田大规模增储上产提供了有力的技术支撑，累计应用2万余口油水井，该技术处于国内领先水平，获得2008年度中国腐蚀与防护学会科技进步一等奖。作为项目带头人，国内外首次在气井管柱防腐中研究应用双金属复合喷涂防腐技术，形成了基于抗硫碳钢管的内外复合喷涂防腐油管产品，实现了高腐蚀气井的低成本有效防腐，可直接应用于国内其它高腐蚀、低产气井的管柱防腐，应用前景广阔，获得2011年度中国腐蚀与防护学会科技进步一等奖。