气田管道（共8篇）
气田管道 篇1
1 概述
近年来, 随着青海油田勘探开发力度的加大和技术水平的不断提高, 青海柴达木盆地的天然气储量有了大幅度的增长。截至2007年底, 柴达木盆地东部涩北一号、涩北二号和台南三大气田的累计探明天然气叠合含气面积145.6km2, 地质储量3056.39×108m3, 可采储量1626.01×108m3。台南气田探明天然气地质储量951.62×108m3, 占盆地总探明地质储量的31.1%;探明可采储量536.72×108m3, 占盆地总探明可采储量的33.1%, 是青海油田公司的主力气田。
台南气田于2007年已完成建设规模为20×108m3/a地面工程, 根据涩北气田最新产能的安排, 对台南气田的采气、集气、计量外输、脱水、增压等工程进行调整, 以完善地面配套工程, 实现台南气田36×108m3/a规模、持续开发。
台南气田产能调整后, 天然气经脱水、增压后输送至涩北一号气田5号集气站脱水站, 满足涩北气田外输指标, 即:10MPa下水露点-5℃、起点输气压力大于等于5.30MPa、温度大于10℃。目前已建成1条台南气田15号集气脱水站至涩北一号气田5号集气脱水站输气管线, 长36.0km, 规格为D559×6.3, 材质X60, 起点输送压力5.30MPa, 终点压力4.7MPa, 设计输气能力为20×108m3/a。
因此, 在不提高起输压力, 增加输气量的情况下, 目前的输气管道已不能满足调整后36×108m3/a的输气规模。
2 天然气性质
台南气田天然气类型为干气, 组份以甲烷为主, CH4平均含量98.73%, 仅含有微量乙烷、丙烷和氮气, C2H6平均含量0.05%, C3H8平均含量0.02%, N2平均含量1.20%, 几乎不含丁烷以上重烃成份, 无CO2、H2S等酸性气体成份, 属于高热值天然气。气体密度小, 气体平均相对密度0.56, 拟临界压力高, 拟临界温度低。天然气物性参数见表1。
资料来源:《青海省柴达木盆地台南气田36亿方产能开发方案》中国青海油田公司2008.01。
3 线路
3.1 线路走向
复线管道起点位于台南气田东端的5号集气脱水总站, 终点位于涩北一号气田5号集气脱水站, 长36km, 线路走向同已建管道平行敷设。
3.2 线路沿线等级划分
复线管道进出站 (包括台南和涩北一号气田5号集气脱站) 上、下游各200m内, 为三级地区;其余部分均为一级地区。
3.3 沿线自然条件
线路所经地段为高原干旱荒漠, 主要为盐碱地 (盐渍土、盐壳、盐岩) , 全线自然交通条件差, 沿线地貌形态大致为盐湖平原、湖积冲积平原。
3.4 地震评价
管道大地形变测量年速变率为3～4mm/a, 沿线未通过活动断裂带, 但经过两条隐伏断裂带, 因埋藏在全新统地层之下, 故对管道工程建设危害不很严重。地震裂度7度。
4 输气规模
台南气田产能调整后, 规模为36×108m3/a (最大年产量为33.00×108m3/a/2009年) 。输气管道总的输气能力按年最大集气量计算, 每口气井年生产天数按330天计算, 输气管道的设计能力为最大年配产量/330d×1.2, 计算结果为:总的输气能力为1200×104Nm3/d。2005年台南气田已建成的1条台南气田至涩北一号气田5号集气脱水站输气管道, 设计输气能力为700×104m3/d。因此, 需要新增输气能力为500×104m3/d。
5 输气管道方案
根据上述确定的输气规模, 对输气管道的调整有方案一、方案二共两种方案。
方案一:利用已建输气管线、提高起输压力、增加输气量
管道末端压力为4.7MPa, 水力计算的最大输气能力 (与台南气田设计的集气能力一致) 为1200/1000×104m3/d, 沿程最大压力降为1.42/1.13MPa, 则起输压力6.11/5.83MPa。
方案二:新建1条输气管道复线、增加输气量
根据管线的设计优化, 需要新建1条新建复线, 其管径采用DN500, 设计压力为6.4MPa, 具体论证见下述输气工艺计算部分。
方案比选
目前台南气田采气管道节流后的天然气流程按6.4MPa设计的, 因此其最高操作压力应小于或等于5.8MPa, 根据水力计算, 方案一在正常的的输气情况下, 起输压力需要5.83MPa, 在高峰期起输压力需要6.11MPa, 因此, 方案一将不能满足已建集气站的压力级制。如采用方案一, 需要对已建外输起点前的流程进行全面压力级制的升级改造, 投资估算费用为6420万元, 同时影响生产。因此方案一技术、经济不可行。
通过对台南气田的已有天然气场站的设计压力级制分析, 台南气田的起输压力控制在5.2MPa较合适, 因此推荐方案二, 即新建1条输气管道复线、增加输气量。
6 输气工艺
6.1 主要工艺参数
1) 天然气设计输量16×108Nm3/a (500×104m3/d) 。
2) 天然气出站温度20℃
3) 天然气进5号集气脱水站压力4.7MPa
4) 进管道天然气水露点-10℃ (5.5MPa)
5) 管道埋深处平均地温0℃
6) 管道长度36km
7) 年输送天数330d
6.2 输气工艺计算
根据年输气量和外输压力选择Φ406.4mm、Φ457mm、Φ508mm、Φ559mm、Φ609mm、Φ660mm五种规格进行试计算比选, 输气管线管径按《输气管道工程设计规范》GB50251-2003的规定, 采用如下计算公式:
undefined
式中:qV——天然气流量 (0.101325MPa, 20℃状态) , m3/d;
P1, P2——管道计算段的起终点压力, MPa;
d——输气管道内直径, m;
E——输气管道效率系数。
Z——气体压缩系数;
Δ——气体相对密度;
T——气体平均温度, K;
L——输气管道计算段长度, km。
根据上述计算参数, 进行试算, 成果见表2。
6.3 输气管道管径的确定
在输气量一定时, 选择的管道管径越大, 其压损越小, 未来管道上压缩机时能耗少, 运行费用低, 但一次性投资大;反之, 选择的管道管径越小, 其压损越大, 未来管道上压缩机时能耗高, 运行费用高, 但一次性投资小, 因此, 必定有一最佳管径, 使得一次性投资和运行费用的总和最低。具体见表3、4。
注:将耗费的功率折算成天然气 (以0.3072m3/kW·h计) , 再将天然气折算为费用, 天然气的价格以0.45元/m3计。
注:1) 评价期按10年计算;2) 各管线规格为:D406.4×4.5、D457×5.0、D508×5.6、D559×6.3、D610×7.1、D660×7.1。
根据以上的论证, 虽然DN450管径的一次性投资与压缩机运行费用总和最少 (见表4) , 但起输压力大于已建管道的起输压力0.15MPa, 同已建设施不匹配, 因此, 推荐采用DN500管径。
7 管材选择
复线输气管道长36km, 管道工作环境和施工环境差、运行管理不方便等许多因素, 要求管材的选用要兼顾到安全可靠性、施工可行性、经济合理性等方面。根据当前我国制管工艺和油气管道建设及管理应用情况, 国产钢管用作长输管道的钢管主要有输送流体用无缝钢管、直缝电阻焊钢管和螺旋缝埋弧焊钢管三种类型。无缝钢管只能生产较小口径钢管, 且价格较高。国产 (或合资) 直缝电阻焊钢管通过近几年的技术改进, 焊缝可靠性大大提高, 技术已经成熟;有利于机械化防腐作业, 并且价格较低, 但尚无适合于本工程的规格型号。螺旋缝埋弧焊钢管由于价格较低曾广泛用于国内石油天然气输送管道。本工程推荐螺旋缝埋弧焊钢管。管道材质按照X52、X60、X65、X70四种类型进行壁厚和耗钢材计算理论计算和比选。
管道强度设计压力为6.4MPa, 输气起点温度20℃。管线壁厚按照《输气管道工程设计规范》 (GB50251-2003) 直管段公式进行计算。
undefined
式中:δ——钢管的计算壁后, mm;
P——设计内压力, MPa;
D——钢管外径, mm;
F——强度设计系数;
φ——焊缝系数, 取1.0;
σS——钢材的屈服强度, MPa。
根据上述公式和参数进行计算, 其结果见表5。
从表5可得出结论:推荐采用X60材质, III地区选用508×8, I选用508×5.6。
8 结束语
通过从技术上、经济上优化了台南气田至涩北一号气田 (复线) 输气管道, 指导实际工程, 相信在未来的生产中, 将给建设单位带来良好的经济效益。
参考文献
[1]李长俊.天然气管道输送[M].
[2]王正华, 杨军涛.台南气田36亿方产能调整实施方案[Z].CPE青海分公司, 2008.
[3]GB 50251-2003.输气管道工程设计规范[S].
气田管道 篇2
【发布文号】豫政 〔2007〕51号 【发布日期】2007-07-11 【生效日期】2007-07-11 【失效日期】 【所属类别】政策参考 【文件来源】河南省
河南省人民政府关于表彰2005―2006年整治油气田及输油气管道生产治安秩序专项行动先进
集体和先进个人的决定
(豫政 〔2007〕51号)
2005―2006年,在全省整治油气田及输油气管道生产治安秩序专项行动中,各有关部门和石油企业按照全国油气田及输油气管道安全保护工作部际联席会议工作部署和省政府的要求,精心组织、周密部署,密切配合、狠抓落实,严厉打击涉油气违法犯罪活动,有效遏制了涉油气违法犯罪活动猖獗的势头,促进了油气田及输油气管道生产治安秩序的进一步好转,基本实现了中洛输油管道“零打孔”的工作目标,有力保障了我省石油生产和运输的安全,涌现出一批先进集体和先进个人。
为表彰先进,促进工作,省政府决定对濮阳市公安局油区治安警察支队等10个先进集体、王萌利等80名先进个人予以表彰。希望受到表彰的先进集体和先进个人珍惜荣誉,再接再厉,开拓进取,进一步做好油气田及输油气管道安全保护工作,为促进河南经济发展、创建平安河南、构建和谐社会做出新的更大的贡献。
附件:1.2005―2006年整治油气田及输油气管道生产治安秩序专项行动先进集体名单
2.2005―2006年整治油气田及输油气管道生产治安秩序专项行动先进个人名单
二○○七年七月十一日
附件1
2005―2006年整治油气田及输油气管道生产治安秩序专项行动先进集体名单
濮阳市公安局油区治安警察支队
濮阳县公安局
唐河县公安局
新乡市公安局治安支队
开封市公安局治安管理处
中原油田公安局
南阳油田公安局
中原油田社会治安综合治理委员会办公室
河南油田第一采油厂
中国石油化工股份有限公司管道储运分公司新乡输油处
附件2
2005―2006年整治油气田及输油气管道生产治安秩序专项行动先进个人名单
王萌利河南省公安厅治安管理总队副主任科员
赵同庆濮阳市公安局油区治安警察支队支队长
杨玉山濮阳市公安局油区治安警察支队政委
吕相国濮阳县公安局局长
王志明濮阳县公安局副局长
张善恒濮阳县公安局油区治安大队教导员
于敬超濮阳县公安局油区治安大队民警
袁克俭清丰县公安局副局长
景松涛濮阳市油区办业务科科长
殷明雷南阳市公安局治安支队民警
张超 桐柏县公安局治安大队民警
许熙 唐河县公安局治安大队教导员
李立 新野县公安局治安大队大队长
杜晓奇社旗县公安局治安大队民警
袁岩 南阳市公安局官庄派出所所长
李双安 新乡市人民政府副秘书长
王郑宏 新乡市公安局治安支队支队长
谢群 新乡电视台社教部主任
陈绍刚 获嘉县公安局副局长
王乃峰 获嘉县人民检察院副科长
范文涛 延津县公安局治安大队副大队长
张治平兰考县公安局治安大队大队长
张树成 兰考县安监局局长
翟延安 开封市公安局东郊派出所民警
曹军民 尉氏县公安局副局长
刘金忠 开封县公安局治安大队大队长
张伟民 开封市公安局治安管理处副处长
张国法 滑县公安局副局长
李炳存 滑县公安局党委委员兼治安大队大队长
贺朝献 滑县公安局治安大队民警
段好凯 滑县公安局治安大队民警
王玉民 内黄县公安局治安大队副大队长
李凤文 内黄县公安局中召派出所所长
刘保恩 驻马店市公安局治安支队主任科员
刘卓亚 驻马店市公安局治安支队民警
李健夫 泌阳县公安局治安大队大队长
梁鸿飞 孟州市公安局副局长
李世轩 焦作市温县公安局副局长
任春燕 淮阳县治安大队中队长
高如音 周口市公安局治安支队民警
禹效东 郑州市公安局治安支队民警
崔保焕 荥阳市公安局治安大队民警
刘书民 新郑市公安局薛店派出所所长
孟祥禄 中原油田公安局濮西派出所副所长
刘正军 中原油田公安局油区警察支队副大队长
吴墅 中原油田公安局治安管理支队民警
王永军 中原油田公安局油区警察支队副大队长
乔建兵 中原油田公安局文南派出所所长
董凯歌 中原油田公安局文西派出所所长
李闯 中原油田公安局文中派出所民警
陈军 中原油田公安局文明派出所所长
闻俊成 南阳油田公安局治安支队支队长
侯文章 南阳油田公安局刑警支队支队长
韩辉 南阳油田公安局刑警支队民警
肖森林 南阳油田公安局双江派出所民警
陈勇 南阳油田公安局双江派出所民警
胡合意 南阳油田公安局双江派出所民警
孟国祥 河南省人民检察院起诉处处长
郭建新 河南省人民检察院批捕处处长
付宝玉 河南省高级人民法院审判庭庭长
吴玉玲 中原油田分公司财务资产部主任
徐保利 中原油田综治办科长
赵珊平中原油田采油一厂治保大队长
吴庆东 中原油田采油二厂治保大队长
张德峰 中原油田采油四厂治保大队副队长
杜双才 中原油田采油五厂治保大队副队长
张美亭 中原油田油气储运管理处治保大队党支部书记
毕生 河南油田第一采油厂党委书记
刘彦生 河南石油勘探局水电厂副厂长
张少华河南油田第二采油厂保卫部长
苏云峭 河南油田综治办科员
尹学超 河南油田南阳办事处主任
贾玉高 中国石油化工股份有限公司管道储运分公司新乡输油处保卫科科长
张继忠 中国石油化工股份有限公司管道储运分公司新乡输油处副处长
齐世明 中国石油化工股份有限公司管道储运分公司新乡输油处副处长
刘海涛 中国石油化工股份有限公司管道储运分公司新乡输油处技术员
董红军 西气东输豫皖管理处副处长
张武田 西气东输豫皖管理处管道科科长
帅炳太 西气东输豫皖管理处管道科科员
肖海 西气东输豫皖管理处薛店分输站站长
凝析气田集输管道的失效分析 篇3
某凝析气田的一口井自投运以来,管道弯头部位因发生腐蚀而减薄,在很短的时间内进行了多次的更换。管子直径Φ114.3mm,壁厚8mm。弯头工况温度33℃,压力为7MPa。管内介质与流量:天然气量约183630m3/d,液体量约60m3/d,其中二氧化碳含量为3%。
通过对该井弯管服役环境、使用历史及室内试验分析测试,对管材和腐蚀产物分别进行了化学成分分析、金相分析及腐蚀产物分析,以确定其腐蚀程度、类型及失效发生原因,从而为油气集输系统腐蚀的有效防护提供依据。
2 试验及方法
2.1 宏观分析
用数码相机对集输管线弯管失效样进行拍照,见图1。对取来的管段进行宏观检查,发现外壁完好保留了原来的防护油漆。在弯头内侧出现了大面积的点(坑)蚀,区域壁厚严重减薄,测量最薄处壁厚为5.1mm,腐蚀坑轴向分布为9点至3点位置即管道的上部。
2.2 化学成分分析
依据GB/T4336-2002,在失效弯头上取样,失效管材料为16Mn。采用碳素钢和中低合金钢火花源原子发射光谱分析方法进行化学成分分析,并查国家标准规范GB/T1591-1994对其进行对照,结果表明弯管化学成分符合标准要求,见表1。
wt%
2.3 金相组织
在弯管腐蚀坑附近取管壁侧面金相试样,用砂轮机打平,再用砂纸磨至800目然后抛光,经4%硝酸酒精溶液侵蚀后。光学显微镜进行观察,显微组织基体为板条马氏体+贝氏体,见图2。
2.4 腐蚀产物分析
对所刮取的腐蚀产物进行了X射线衍射分析。结果表明,腐蚀样的成分主要为Fe CO3和Fe3O4的混合物,含有少量mg和Ca,如图3。
3 分析及结论
通过对腐蚀产物分析和宏观形貌分析可以看出,管材腐蚀为典型的二氧化碳腐蚀,其中的Fe3O4是大气中的氧对腐蚀产物及管材作用产生的,属于二次腐蚀产物[1]。
从化学成分分析及金相组织观察可以得出,金相组织为板条马氏体,是经过淬火热处理后的16Mn。
依据腐蚀特征跟油田水分析(见表2),油气水流经管道时内外部存在温差加上输送压力高(7～8MPa),产生小水滴附在管壁周围。根据流体力学流态的判断其流型为油气水分层流,管道下部所形成的水滴被油水带走,而上部的水滴吸收了气体中的CO2形成碳酸型液体,从而对管壁产生了腐蚀;当在管道直径改变或者管道走向改变的时候,可能导致液体的滞留,引起管壁下部的局部腐蚀[2]。通过流速的计算得出气液流速达到5m/s左右,在弯头转向或者管径改变部位具有巨大的冲刷作用,而油田水中存在一定量的容易形成活性点的Cl-,加快了管材的腐蚀。
摘要：某凝析气田集输管道弯头部分发生严重腐蚀。采用化学成分和宏、微观形貌检测分析等方法对失效原因进行了分析。结果表明,弯头管内因有凝析水吸附二氧化碳产生碳酸型液体,引起了管材的腐蚀,管内流体的冲刷作用加大了管道的腐蚀。
关键词：集输管道,腐蚀,冲刷
参考文献
[1]魏宝明.金属腐蚀理论及其应用[M].北京:化学工业出版社,1984,35～46.
油气田地面建设管道安装技术探析 篇4
当前限制我国油气田开发的因素主要是地面建设管道安装技术的改进。管道安装技术必须满足工程设计标准, 创新管道安装技术, 并掌握油气田地面建设管道安装的关键技术, 保证管道安装质量。本文基于油气田地面建设管道安装技术的重要地位, 对管道安装技术进行研究。
1 油气田地面建设概述
对管道安装技术进行分析要基于油气田地面建设, 油气田是将一个系统同时安装在一个封闭空间内, 在同一面积内包括油藏、气藏、油气传输管道、控制系统、检测系统等等, 地面建设只用于油气储藏和运输的为气田, 只用于油藏的为油田。油气田是石油和天然石油气的聚合。在我国的各大油田中, 一般包括多个油田和天然石油气田, 油气田地面建设的一个重要功能就是实现石油与石油气的分离, 这是实现石油与天然石油气双向开发的目的, 这也是我国双向开发的战略目标。在实际的油气田地面建设分类中主要分为地面基础建设和管道油气输管道建设, 不同的油气田具有不同的特性, 因此在进行油气田地面建设的工程设计中采用专项设计, 专项评估标准, 以适应当前的油气田基础建设生产安全性与稳定性的要求。成熟和成功的油气田地面管道建设具有可借鉴性的意义。
2 油气田地面建设管道安装的工艺技术
在油气田地面建设工程技术中最重要的是管道的安装技术, 是质量检测中最重要的技术要求之一, 首先油气田地面建设管道安装技术的最低标准是能够实现油气的稳定通畅传输, 同时能够避免在油气田管道安装中出现泄露的状态, 在油气田地面建设管道安装的工艺技术中最重要的是配合的严密性, 同时要根据不同油气田的工作环境设计工程参数, 相关工作和技术人员的配备, 需要专项培养, 避免在不同油气田施工中造成思维定势。在充分考虑油气田环境工作因素之后, 还要在油气田地面建设的工程设计中要设计多个建设方案, 并进行比较和讨论, 最终决定油气田的建设方案。每个建设方案的实施必然有侧重点和薄弱点, 需要系统平衡决定, 杜绝一刀切的现象。例如在进行油气田的储存设施的工程施工设计时, 要考虑系统配套设施的完善性, 实现功能的全面性。
3 油气田地面建设管道安装技术
工程设计和施工安装都有一定的技术标准, 也具有一定的共性, 油气田在建设中有一个共同的特定就是封闭性与稳定性, 油气田储存和运输的都是气体和液体, 因此在管道安装技术中要求最高的是稳固性。油气田的特征不同对管道建设工程施工的要求会有所不同, 但是基本的参数标准, 与安装流程是相似的。保证油气田地面建设管道的质量是实现其它功能的基础, 属于油气田地面基建工程, 油气的储藏与分离需要密闭性和稳定性良好的传输管道, 稳定的油气传输时避免油气泄露的先决条件, 避免油气泄露对环境的污染以及增加安全隐患。
油气田属于易燃易爆的危险储藏领域, 因此对油气田地面建设管道安装的基本目标就是能够保证管道质量, 对此一定要用合理的、科学的安装技术。
3.1 管道安装技术分析
首先, 在进行管道安装与支架的确定选材上, 一定要结合环境因素, 保证油气田的施工方案与地理环境相符, 保证管道不被侵蚀和损坏。另外要合理设计油气管道的结构, 对于跨度大的油气管道, 要采用强度高的管道, 同时进行支架间隔的设计, 对于铺设施工作业, 要根据地理环境进行调整, 保证施工作业的严格性, 避免出现管道施工的质量问题。
3.2 油气管道的安装
油气管道的安装技术是油气田地面建设管道施工的重要组成部分, 也是管道安全性的保障。在安装人员的配备上, 要采用专业的安装人员进行安装, 保证管道安装的质量, 同时也避免不良事件的发生。在管道的焊接安装上, 要采用合理的施工方案, 管道的焊接是管道安装中最重要的环节, 更是薄弱环节, 因此焊接技术决定了管道安装整体的质量, 为保证油气管道的施工质量, 必须实现焊接人员与监管人员的专项配置, 采用先进的安装技术, 提高油气田地面建设管道的质量。
4 结语
高质量的油气田地面管道建设工程, 对油气田的标准化、安全化、模块化生产具有保障作用, 对安装技术的分析和优化是所有油气管道安装工程中的重点和难点, 关系到长期的生产安全, 需要对质量进行严格把关。
参考文献
[1]朱喜荣.吉林油田建设公司前60区块地面建设工程项目管理研究[D].吉林大学, 2013.
[2]梁晓宁.吉林油田公司油气田地面工程建设项目竣工验收规范流程的设计[D].吉林大学, 2011.
[3]李欣艳.长庆油气田地面建设项目管理模式研究[D].西安石油大学, 2011.
气田管道 篇5
海底管道是海上油气田开发生产系统的主要组成部分,已经成为广泛应用于海洋石油工业的一种有效运输手段[1]。
目前开发的丽水36-1气田是由中国海洋石油总公司和超准石油公司合作,中海油担任作业者的项目。根据ODP,将建成1座4腿导管架综合平台CEP、1条约127km从CEP到温州霓屿岛南陆上终端304.8mm(12″)油气混输海底管线、一座油气处理及CO2分离回收终端以及1条304.8mm(12″)约31km从陆上终端至温州龙湾交气门站天然气外输管线。
2 质量控制的内容
2.1 铺管船主要工机具检查
2.1.1 张紧器及A/R绞车
张紧器及A/R绞车是海管铺设中最重要的设备,在铺管过程中张紧器的张力要严格按设计设定,如果张力大于设计值会造成绞船困难并且会使上弯段弯曲的应力增加;张力小于设计值则会出现下弯段弯曲的应力增加。而A/R绞车的拉力过大或过小都会对启管/弃管造成影响,无论以上哪种情况都会对海底管道的铺设带来不利,因此在管道铺设之前必须对张紧器的张力、A/R绞车的拉力等进行严格的标定,以确保铺管作业的正常进行,必要时需要在第三方的见证下进行测试。
2.1.2 屈曲探测器
屈曲探测器是检测管道着泥前是否发生弯曲的设备,它在管子内部由一根钢丝绳与之相连(图1)。屈曲探测器由机体、测量板和沿着管内壁行走的三向支撑滚轮组成。
在管道铺设过程中,管道焊接变长,铺管船不断前移,屈曲探测器就被不断牵拉前进,但它始终位于管道着泥点之后。若屈曲探测器被卡住,则说明管道已经变形,则用力拉出探测器,检查测量板的变形情况就可以知道管道的变形情况。屈曲探测器选择不当、测量板直径选择不合适及牵引拉力控制不准等都会对管子屈曲的分析和修复带来困难。
2.1.3 铺管船其他辅助设备情况
在海管铺设过程前,还要对作业线上许多辅助设备进行检查,如半自动焊机,NDT检验设备、发泡保温等设备和托管架。另外,正式铺管前要对铺管船进行鉴定,如铺管船的吃水、纵倾角、各锚机的性能等。作业线上的各种滚轮、导航定位设备也要进行严格的检查和标定,使各种设备都处于良好的工作状态。
2.2 人员资质及程序文件确认
2.2.1 焊工资质及检验人员资质确认
海管铺设中焊接质量的好坏,在很大程度上取决于焊工的技术水平,因此必须要求焊工有丰富的海管焊接经历[2]。丽水36-1项目中首先要求焊工在检验人员、第三方和业主代表的监督下进行现场考试,焊工焊接的每一道焊口、每一填充层所使用的电流及焊接速度都要严格控制。焊接完毕后,检验人员进行外观检查,之后按照相关标准的要求进行检验,考试合格后,每名合格焊工分配一个焊工号,焊工及对应的焊工号交予业主审批,作为可以在铺管船上的操作的凭证。
从事NDT以及对检验结果进行解释的人员应具有有效的检验证书,并有处理设备故障的经验、具备标定设备的操作能力及在现场条件下进行操作检验和估算缺陷尺寸和位置的能力。检验人员证书要上报业主审批,中间如有人员轮换,要重新上报人员资质证书。
2.2.2 焊接程序及检验程序的确认
在海管铺设前,需要施工方提供焊接工艺评定报告(PQR)。焊接工艺评定必须依据海管材料的物理特性、级别,选择与之相容的焊接材料,并在将母材焊接后,应有同等的物理机械性能。在焊接程序中要明确规定焊接所采用的方法和工序,并将根据焊接程序所做的焊接试件在试验室做焊接规范所要求的各种理化试验,试验合格后要将试验报告和焊接程序一同送往有权威的焊接机关或船级社进行验证、确认,这样文件才能成为本工程中所遵守的焊接程序。
对于检验程序文件,要在正式开工前,施工方将最新版本的检验程序文件,包括组对外观检验、超声波检验、针孔检验等程序文件交予业主审批,业主审批后,才可以在海底管道铺设时按照程序文件的要求进行检验。
2.3 管材的检验
丽水36-1气田开发项目海底管道结构均为3L-PE及混凝土配重管,钢管规格为Φ323.9mm×14.3mm和Φ323.9mm×12.7mm两种,外部混凝土厚度为40mm和60mm两种,海管结构如图2。
为保证所用管材符合规格书要求,在使用前要对其进行详细的检查。管材运达施工现场,往铺管船上吊装时要对管子的编号、管口椭圆度、母材是否损伤、防腐配重层是否破坏、坡口是否磕碰等情况进行详细检查。若发现个别管子有质量问题或在装运过程中发生了损坏,则不允许坏管进入生产线。当管子吊装到铺管作业线时,在进管区第一站组对之前,应用高压空气对管子内部的浮锈和管中的杂物进行吹扫,确保管内清洁,以消除日后清管试压时不必要的隐患。
2.4 海管的组对及焊接
为了保证组对、焊缝坡口和焊缝质量,对用于焊接相关工作的所有焊接设备、对中器、切割火炬和其他设备、工具及电源都必须保持良好的机械状态。
2.4.1 管端坡口的质量控制
铺管船上管子的所有焊缝的坡口加工必须用旋转钢刷打磨清理,坡口周围至少100mm宽的区域必须进行清理,以保证坡口面和临近的母材进行外观检验时没有毛刺、分层、氧化皮、铁锈、油漆、油脂或者其他杂质,不影响焊接质量(图3)。
对焊缝坡口中不能修补的大表面缺陷,可以将坡口切除再重新加工坡口,但新的焊缝坡口必须进行机械打磨并且加工到焊接程序所要求的尺寸、平整度和规则度。坡口角度过大会使焊道成形不好,坡口角度过小会使焊枪难以接近,气体保护不到位而产生气孔等缺陷;钝边过大常导致未焊透,钝边过小容易产生烧穿,影响根焊质量[3]。
2.4.2 管子焊接组对要求
管端彻底检验完之后,管子必须按照焊接程序的位置要求放置好,使管子的两条纵缝都在管子的上半周部分,并错开45°,但错开距离不能小于10倍的壁厚。对接焊缝的最大允许错边量,不允许超过2.0mm,以防止焊接后发生焊接变形,产生较大的应力集中。错边量可以使用对中器或铜头锤子来矫正,矫正后任何管子节点都不允许有斜接焊缝。
2.4.3 焊材的储存要求
海底管道的焊接材料中包括焊丝和低氢型焊条,为防止焊材受潮,在焊接时形成气孔等缺陷,使用前焊丝必须储存在密封、防潮的容器中,该容器放置在高于20℃干燥的地方。
低氢型焊条在使用前需要在温度为370～430℃下烘干1～2h,烘干次数不能超过3次。烘干后,焊条运至保温存储柜里并保持在120～150℃的温度下以备后续使用。低氢型焊条发放4h后,所有没有使用完的低氢焊条必须收集起来按照要求重新烘干后再发放使用。
2.4.4 海管焊接的要求
当焊缝质量可能受当时气候条件的不利影响时,则不允许进行焊接。
由于BH109铺管船采用半自动焊,在焊接前要采用烤把将管端预热到规格书要求的温度(图4)。
为减少焊接变形,在焊接时前两道的焊接必须至少有2名焊工在管子两边同时进行,后续的焊道可以根据实际需要由多个焊工焊接,以维持铺管速度。所有的焊道要求交错有序焊接,并且保证起焊与终焊焊点沿焊缝长度分布,不重叠在同一部位。焊接时必须按照规格书的要求,严格控制焊接电流和焊接电压等参数。为方便追踪焊缝所有信息,在每个轮班开始前,需记录焊工号和焊接站编号。当焊缝不合格时,记录中必须描述管号、焊缝编号、焊接程序编号、焊接站编号、焊工名字、缺陷类型和缺陷在焊缝中的位置。
2.5 海管环焊缝的检验
在海管的铺设中,焊道的外观检验是检验工作的首要一环。对于焊接速度过快所产生的焊道缺肉,电流过大所产生的咬边、飞溅、焊瘤等外观缺陷都要严格按照程序要求进行修理。对于缺肉、咬边等外观缺欠严禁用砂轮机打磨母材的方法掩盖缺陷,应补焊后再打磨。外观检验完毕之后,要在有缺陷的焊道旁做出醒目的标记,需要修理的缺陷要及时修理,严禁拖到下道工序上进行。
2.5.1 全自动超声波检验的要求
目前无损检验是检验海底管道焊缝质量的唯一途径,在NDT所有的检测方式中,全自动超声波检测技术与射线检测等其它检测技术相比具有安全、环保、高效、准确、缺陷检出率高、检测成本低等优点,已成为石油天然气钢质管道焊缝的重要检测方法[4]。利用自动超声波检测时,对检测设备、试块制作、检测系统设置等都有明确要求[5]。现场检测时,由于海上环境的不稳定性等因素,要求在铺设海管时,每检测一道环焊缝之前,必须在标准试块上校准设备的灵敏度(图5)。
当环焊缝温度冷却至160℃以下才允许浇水冷却,以防止焊缝急冷发生开裂等问题。为预防检测不稳定,当焊缝冷却至70℃以下,才允许安装检测机头开始检测。探头移动区的宽度应按检测设备、焊缝坡口形式等确定,探头移动区内不得有飞溅、锈蚀、油垢及其它杂质。超声波检测的验收标准要完全按照规格书的要求执行,在LS36-1项目中规格书中要求按照DNV-OS-F101的检测标准执行。如果在超声波检测时发现超出标准要求的缺陷,需立即通知焊接人员进行返修,以免影响走船时间耽误工期。
2.5.2 焊道返修的要求
焊道的返修是海管铺设过程中经常遇到的问题,返修时需要通过切割、打磨、气刨等方式去除缺陷。LS36-1项目中是采用气刨的方式去除缺陷,为了保持根部的几何尺寸,最后的焊缝根部3mm需通过机械的方法去除,并且打磨整个气刨区域以去除渗碳层。气刨完毕,需要检验人员采用磁粉检测的方式确认缺陷是否完全去除。
在返修焊缝时,预热温度要比规定的最低生产焊接预热温度高出至少50℃,而且同一部位只允许2次返修,并且第2次返修需得到业主的认可。在任何焊缝的圆周上,不允许有超过3个独立的返修区域。如果圆周长度中有第4个返修区域或总返修长度超过接头圆周长度的30%时,必须进行切管且重新焊接接头,切除的这部分管段以焊缝为中心最少150mm宽。
2.6 节点的防腐及保温
当焊道检验合格后,要对焊道两侧的裸露管头部分进行防腐处理,一般采用聚乙烯热收缩带+高密度聚氨酯泡沫(开孔)填充。根据铺管船作业要求,海上节点涂敷应配置2个工作站进行:①表面处理和热收缩带安装站;②聚氨酯填充站。
2.6.1 节点的表面处理及防腐的要求
在表面处理和热收缩带安装站,主要是采用手工动力除锈对节点表面清理。除锈前,用火焰喷枪预热表面至50～65℃,保证表面温度高于露点温度3℃以上,以除去表面潮气。除锈后进行100%质量检验,表面除锈等级为St3级。搭接处防腐层表面应用砂纸或者其他工具小心清理,达到表面清洁、羽化,预处理的尺寸至少100mm,但不能超过450mm。
缠绕热缩带时,严格按照材料厂家操作规范用丙烷燃气枪安装。热收缩带与管体涂层的搭接长度为50～75mm。安装完成后,当表面温度降低到49℃以下时采用电压为15kV的高压电火花检漏仪进行100%漏点检测,同时进行100%外观检验。外观表面应平整、无皱折、无气泡、无炭烧焦化,热熔胶从两端明显溢出(图6)。
根据规格书要求,需要每周进行1次或按照现场业主指定的频次进行剥离试验。
2.6.2 节点保温的要求
节点防腐之后,采用为厚度为0.8～1.0mm厚的接口模具铁皮,用打包带将其缠绕在混凝土涂层的外层,形成环形空间,径向搭接大于50mm。点焊加固后,在与混凝土材料接触处有软质密封胶条用于保证注料时的密封性。
调节原料温度、时间等参数,开启聚氨酯高压发泡机,注射原料,形成符合要求的填充涂层。如果发现缺陷,应及时用修补料进行修补。
3 结语
为了提高海管的施工质量应做好如下几点:
(1)严格执行国际上公认的铺管规范,做到铺管有标准,检查有依据。
(2)认真把好焊工考试关,考试合格者方可颁发上岗证书。
(3)严格审定焊接程序,并认真做好记录,使缺陷率降低到最低限度。
(4)NDT人员应有权威检验机关颁发的资格证书,持证上岗,定期检查考试认证。
(5)对于AUT检验中发现超出标准的缺陷,应立即返修,对那些比较难判断的缺陷,NDT检验人员要共同协商,统一意见做出决策。对于需切管的缺陷或对是否要切管的缺陷判定有争议时,要报告质量总监,并请业主和检验第三方共同判定。
参考文献
[1]马良.海底管道建设中的几点设想[J].中国海洋平台,2000,15(4):37-40.
[2]杜强.平湖海底管道铺设的质量控制[J].中国海洋平台,1998,13(5):3-6.
[3]杨旭,段先猛.西气东输二线9A标段焊接质量控制[J].电焊机,2009,39(5):175-177.
[4]蔡桂喜,张恩勇.海底管道无损检测技术及最新进展[J].无损探伤,2009,33(6):1-5.
气田管道 篇6
随着经济水平的不断提高和城市发展速度不断加快, 城市居民用气量也在不断增加, 因此我国的输气管道的数量也在增加。通过调研发现, 目前我国的城市集输管道总长度已经高达3.0×104 km, 而且还在不断增加[1]。在天然气的运输过程中, 天然气管道承载一定的压力[2], 同时, 天然气属于易燃易爆气体, 且多埋藏于地下, 大多时候会经过人群密集地带。因此, 天然气管道的安全性至关重要, 需要定期对天然气管道进行检测和安全分析[3], 从而提高集输管道的安全性, 对天然气管道的安全使用、降低安全事故的发生率具有重要的指导意义[4]。
本文通过对河湾场气田天然气集输管道的检测内容、方法和安全性分析, 为天然气管道检测及安全分析人员提供参考。
1 河湾场气田天然气运输管道运行现状及泄漏原因分析
1.1 河湾场气田天然气集输管道运行现状
河湾场气田的开发时间已长达数十年之久, 目前河湾场气田的天然气气井数量近百口, 集输管道的长度已经长达0.7×104 km, 而且气井的分布比较广泛, 分布环境比较恶劣, 其中部分天然气管道按年限已经长达数十年之久。
根据天然气集输管道管理规定以及现场天然气管理办法, 对于高含H2S、CO2的天然气管道在工作年限高于6年之上的, 需要对管道进行集输管道性能检测以及安全性分析。此次河湾场气田天然气受检管道规格为Φ108 mm×5 mm, 工作压力1 MPa左右, 其中天然气管道中H2S和CO2的含量分别为2.45 mg/m3和5.696 mg/L, 气井产出液矿化度为13841.58 mg/L。采用RD 400埋地钢质管道防腐层检漏PCM系统检测埋地管段, 发现了较多的外防腐层破损点, 主要集中在建成年代较早的管线和部分集气干线。
通过对部分存在外防腐层破损点的埋地管段进行开挖检测, 发现了不同程度的管道外壁腐蚀;将对PCM系统A字架探测到的db值较大的外防腐层破损点处的管段开展补强修复工作。通过近几年的天然气集输管道的维修作业发现, 河湾场气井天然气集输管道存在一定的腐蚀现象。该管道d B值大于40基本情况如表1所示。
1.2 天然气运输管道泄漏原因分析
(1) 阴极保护失效。在集输管道阴极保护过程中, 如果阳极供电出现故障, 容易造成阳极电阻变大, 造成电位不稳, 影响集输管道阴极保护效果。如果阴极电位变小, 会造成阴极保护失效, 从而造成管道泄漏。
(2) 集输管道管理体系缺失。在天然气集输管道管理过程中, 集输管道管理人员需要定期对管道进行维护保养和检测[5], 只有完整的管理体系才能有效的保障集输管道的正常运转, 对于天然气运输过程中出现管道故障, 能够及时的解决。但是, 目前国内集输管道管理体系不够完善, 从而对集输管道的管理不及时, 对集输管道存在的问题不能及时的发现和解决, 造成天然气的泄露, 从而形成严重的天然气事故。
(3) 集输管道人为损坏。天然气运输过程中, 人为因素造成管道泄漏的事情时常发生, 分析原因主要有两种[6]:一方面是由于不法分子为了偷取天然气而故意损坏集输管道, 造成天然气泄漏;另一方面是由于目前很多地区的违规建造, 将建筑物建在集输管道之上, 造成管道的损坏, 从而形成严重的天然气事故。
(4) 焊接处腐蚀泄漏。集输管道经过长年的使用, 会造成集输管道在焊接处的腐蚀, 从而影响了集输管道的承压强度。当集输管道承压增加或者由于外界承压增加时, 就会造成集输管道焊接处的断裂, 从而形成严重的天然气事故。该类天然气泄漏在天然气泄漏事故中的比例较大, 存在着较为严重的安全隐患。
(5) 集输管道腐蚀严重。集输管道的腐蚀主要是由于外界环境影响集输管道的电化学平衡失衡, 加强了管道的腐蚀速率, 降低了集输管道的强度, 导致管道承压低于设计值。随着腐蚀的逐渐增强, 集输管道输送压力依旧为设计压力值, 从而容易引起天然气泄漏。
2 河湾场气田天然气集输管道腐蚀检测
2.1 集输管道外表层腐蚀检测
选取目标集输管道进行检测, 在集输输送管道安装过程中, 为了防止土壤对管道的腐蚀, 在管道外表层涂抹环氧粉进行保护, 焊接处表层采用胶粘剂进行保护, 通过集输管道表层检测发现目标集输管道外表层已经有腐蚀、脱落、老化等现象[7]。
2.2 集输管道内表层腐蚀检测
切割目标集输管道进行集输管道内表层腐蚀检测, 发现该目标集输管辖内表层存在褐色腐蚀物, 清楚腐蚀物后管道内表层存在坑蚀, 但不够明显。
2.3 集输管道腐蚀分析
基于2.2集输管道内表层腐蚀检测[8], 对腐蚀物组分进行检测, 检测结果表明, 腐蚀物主要是Fe (OH) 3和Fe2 (OH) 3。通过研究分析可知, 目标段集输管道主要是由于存在电化学腐蚀导致管道中存在较多的Fe (OH) 3和Fe2 (OH) 3。对目标集输管道进行蚀坑检测, 结果表明内部局部腐蚀蚀坑低于0.2 mm, 该管道腐蚀程度较低。
3 河湾场气田天然气集输管道理化检测
3.1 集输管道金相组织研究
对目标集输管道的焊接处进行取样, 然后将取样浸泡在硝酸酒精中, 然后在显微镜中观察取样的组织及空洞。
(1) 焊接处母材素体以及各种组织没有变形且分布均匀; (2) 焊缝处铁素形态非常的清楚, 而且没有发现变形; (3) 焊接处细晶组织分布非常均匀, 而且没有发生变形。
3.2 集输管道氢致裂纹研究
天然气管道腐蚀主要分为H2S腐蚀和氧腐蚀, 其中H2S腐蚀最易引起天然气管道的氢致裂纹。氧腐蚀最易引起天然气管道的夹渣和气孔, 从而造成集输管道发生氢致裂纹。所以, 对集输管道有必要进行氢致裂纹检测研究[10]。
(1) H2S腐蚀引发氢致裂纹检测。首先对目标集输管道取样, 然后将样品进行冷浸, 在显微镜下观察集输管道样品的氢致裂纹, 检测结果显示该集输管道中没有发现氢致裂纹。
(2) 氧腐蚀引发氢致裂纹检测。首先对目标集输管道取样, 然后将样品置于一定浓度的硝酸酒精中, 在显微镜下观察集输管道样品气孔和夹渣处的氢致裂纹, 检测未发现氢致裂纹。
4 河湾场气田天然气集输管道力学性能检测
4.1 集输管道拉伸性能研究
基于腐蚀检测和焊接检测, 对目标集输管道进行取样, 并检测其拉伸性能, 检测结果见表2。
通过表1中的实验数据可知, 集输管道的腐蚀和焊接缺陷会严重影响集输管道的拉伸性能, 从而降低集输管道的强度。
4.2 集输管道硬度性能研究
集输管道的硬度是其力学性质的重要指标, 能够直接反映集输管道的强度, 因此选取目标集输管道样品, 对其进行强度检测, 检测结果表明:目标集输管道硬度小于248 HV, 符合集输管道强度的标准要求。
5 结论
通过对河湾场气田天然气集输管道的检测和安全分析, 了解了目标集输管道的工作现状, 对后期采取防护措施具有重要的指导意义。
本文对河湾场气田天然气集输管道的检测和安全分析结果表明:目标集输管道内外壁均存在一定程度的电化学腐蚀, 集输管道金相组织未发生氢致裂纹, 但焊接和气孔级别分别为Ⅱ级、Ⅲ级, 集输管道的腐蚀和焊接缺陷降低集输管道的强度。
参考文献
[1]刘鹏刚, 高启荣, 张璇, 等.基于信息融合的天然气集输管道安全性评价[J].中国安全生产科学技术, 2011 (7) :97~101.
[2]杨玉林, 吕江, 乔玉龙, 等.靖边气田天然气管道腐蚀检测与趋势分析[J].石油化工应用, 2010 (4) :87~92.
[3]王振嘉, 罗长斌, 张强, 等.集输管道腐蚀检测与安全性分析——以鄂尔多斯盆地靖边气田为例[J].天然气工业, 2013 (2) :121~126.
气田管道 篇7
油气田埋地长输管道定向钻穿越段补口的防腐蚀措施作为防腐蚀系统工程中的重要环节之一, 在管道定向钻穿越过程中如何保护好外防腐层, 尤其是补口处等相对薄弱环节, 一直以来都是管道施工建设领域的难题, 在油气田长输管道建设中也引起人们高度重视。随着我国能源政策的不断调整, 油气田埋地长输管道的建设将会在我国形成高潮, 由于管道在定向钻穿越段中管体表面的三层结构聚乙烯防腐层在回拖过程中经常会出现破裂, 补口材料翘边断裂更是经常发生, 从而会造成腐蚀的问题, 严重危害管道的使用安全和使用寿命, 因此补口环节是不容忽视的。
2 补口材料的技术
补口材料质量的优劣, 会直接影响到埋地长输管道定向钻穿越段补口的防腐质量, 部分工程由于忽视补口材料的质量, 以及施工中不按设计施工规范的要求施工, 造成了严重后果。国内补口技术的发展一般也受到多方面因素的影响, 其中价格和认知水平就是一个方面, 一般价格偏贵性能优良的补口材料的应用常会受到成本较低、施工简单等材料的打压。
所以工程中要把握好补口材料的应用, 并考虑定向钻穿越段管道防腐层及补口材料的设计施工、原材料的采购、供应及招标、施工技术水平等因素, 才能确保防腐工程的质量达到预期效果。
3 油气田埋地长输管道定向钻穿越段补口的防腐技术研究
埋地钢质管道发生事故其中一部分是由于管道的腐蚀而导致的, 而补口位置防腐的失效是影响长输管道系统安全可靠及使用寿命的因素之一, 因此要极为重视。
定向钻穿越段管道的腐蚀是以土壤腐蚀为主, 外防腐层必须具备良好电绝缘性和耐阴极剥离能力, 同时具有良好的机械性能和稳定性。在外防腐层选择时, 应先对管线的腐蚀环境进行分析, 选择适宜的防腐材料及结构, 进行必要的实验, 再考虑钢管外表面预处理, 抗剥离性能、涂敷工艺、抗冲击性能、防腐层的粘结性、防腐层厚度、工作温度和阴极保护的相容性等的影响。在充分考虑可行性、合理性和可操作性后才能给出相应的防腐蚀方案。
3.1 定向钻穿越段管道防腐层类型
定向钻穿越段一般会根据软土层、砂层、软性岩土、硬岩或其他不良地质条件地层来确定防腐层的类型, 并采用相应的加强级防腐层进行防腐。
经过几十年的发展, 管道防腐的技术形式也越来越呈现多样化的趋势, 目前国内非保温管道上的定向钻穿越段应用较多的防腐层结构为加强级三层结构聚乙烯防腐层。
3.2 定向钻穿越段管道补口的防腐技术
我国长输管道三层结构聚乙烯防腐层普遍采用辐射交联聚乙烯热收缩带补口。辐射交联聚乙烯热收缩带是目前国内外应用最为广泛的管道外防腐层补口材料, 它不仅适用于采用聚乙烯防腐层的管道, 也适用于涂敷熔结环氧粉末等防腐层的管道防腐补口。近年来国内管道补口用聚乙烯热收缩带的生产和应用技术得到了长足的发展和进步, 在补口防腐结构上不仅有热熔胶外加辐射交联聚乙烯的两层结构, 近年来还大量应用了环氧底漆加热熔胶外加辐射交联聚乙烯的三层结构;在补口防腐层耐温性方面, 除了普通型热收缩带外, 也开发应用了高温型和其他专用的热收缩带产品;在工程应用上, 国产材料已逐渐成为管道工程补口材料的主要来源, 有效地降低了管道工程的建设成本, 取得了较好的应用效果。
而定向钻穿越段中的埋地钢质管道是油气田长输管道宜受损的部分, 一般防腐层形式为加强级三层结构聚乙烯防腐层, 补口的结构为无溶剂环氧底漆外加穿越用热收缩带。其中穿越用热收缩带的结构为三层结构聚乙烯外加牺牲保护带, 三层结构中第一层为双组份无溶剂液体环氧涂料;第二层为热熔胶, 第三层辐射交联聚乙烯基材, 牺牲带外层为增强型辐射交联聚乙烯基材, 内层为热熔胶。第一层的双组份无溶剂液体环氧涂料对钢管有优异的粘结性, 在钢管表面形成良好的防腐层, 第二层的热熔胶对第一层环氧涂料、第三层的辐射交联聚乙烯基材及钢管原防腐层均有很好的粘结性, 使以上三层形成紧密连接, 第三层的辐射交联聚乙烯基材具有高抗冲击强度和耐磨性, 能保护防腐层不被破坏, 两端牺牲保护带与管道原防腐层和补口处用热收缩带进行搭接, 能避免穿越过程中土壤中砂石、泥沙对补口处热收缩带的破坏。
4 定向钻穿越段补口的防腐技术新发展
由于管道在定向钻穿越段中管体表面的三层结构聚乙烯防腐层在回拖过程中经常会出现破裂, 补口材料翘边断裂更是经常发生, 因此定向钻穿越段的防腐层如果采用加强级三层结构聚乙烯外加环氧玻璃钢的结构, 补口采用辐射交联聚乙烯热收缩带外加环氧玻璃钢的结构, 会弥补三层结构聚乙烯在定向钻穿越过程中的一些不足, 二者的结合将会对定向钻穿越段防腐层的保护起到一个更好的效果。
环氧玻璃钢的主要特点是硬度高, 耐划伤、耐磨擦, 对聚乙烯防腐层及钢的粘结力较好, 施工简单。在定向钻穿越过程中可以很好的起到保护聚乙烯防腐层的作用。环氧玻璃钢是由玻璃纤维布和环氧树脂组成的, 前者是复合材料中的承受载荷的主要组元, 后者会使增强体彼此粘结形成整体, 并起到传递应力和增加韧性的作用。环氧玻璃钢一般可用于各种不良的地质条件下的地层穿越, 可以对防腐层起到充分的保护作用。
加强级三层结构聚乙烯外加环氧玻璃钢的补口结构为无溶剂环氧底漆加辐射交联聚乙烯热收缩带再加上环氧玻璃钢的结构。环氧玻璃钢的涂敷一般是在现场补口防腐层涂装完成后进行的, 环氧玻璃钢可采用二布五胶的结构, 其中胶为环氧树脂, 布为玻璃纤维布;环氧树脂是分子中含有两个或多个环氧基团的总称, 它性能优越, 机械强度高, 粘结力大, 收缩率小, 对酸碱溶剂具有一定的稳定性, 不透水性能优良, 并且常温下性能稳定, 环保性能优良。玻璃纤维布, 一般做为加强层对管道进行保护。
5 结束语
定向钻穿越段管道的防腐质量好坏直接关系到能源生命线的平稳、安全及可靠的运行, 补口作为定向钻穿越段的一个相对薄弱的环节, 是不容小视的。
环氧玻璃钢在国内管道建设中起步相对较晚, 但国外用于管道建设领域已有很多先例, 目前对环氧玻璃钢的使用还停留在推广的阶段。这就需要相关人员能够对定向钻穿越段的补口技术更加深入研究, 并推行新工艺、推广新技术。
参考文献
[1]张清玉, 主编.油气田工程实用防腐蚀技术[M].中国石化出版社, 2009
气田管道 篇8
南疆天然气利民工程是为南疆各族人民送气造福的重要民生工程,按照塔里木油田公司及南疆天然气利民工程项目经理部总体部署的要求,管线需翻过陡峭的河岸后到达喀什清管站,以实现全线贯通的目标。本文就两种削方降坡施工方案作一介绍。
2 两种削方降坡方案介绍
根据图纸要求,也为保证安全无事故,需将高差为38m,坡度为90°的河岸削方降坡至17°。
作业带清理时,利用挖掘机与油锤(Ⅴ级泥岩地段)相结合的方式进行削方降坡,考虑到以下两种因素,拟定从河岸顶部(自上而下)削方降坡,并将削方降坡所产生的土方倒运到河岸顶部,由于此处土方量较大,因此采用6台挖掘机配合作业,详见施工作业平面布置图。
(1)由于河道旁边树木距离河岸只有10余米的距离,无空间堆放削方降坡所产生的大量土方。
(2)如果将削方降坡所产生的大量土方堆放到河道旁边,将来恢复地貌时,土方很难运送到河岸顶部。
为防止水土流失和削方降坡的土石滚落伤人,在河岸底部与河道之间围警示带并悬挂“禁止通行”标语;为防止水土流失和削方降坡的土石滚落砸伤树木,在河道树木外侧设置一道临时挡土坝,坝顶宽1.0m、平均高度1.5m、坡度比1:0.75,坝长宽为60m,采用编织袋就近装土、碎石等码砌。
根据管道沿线工程地质及水文地质条件可知顶部3米深内为Ⅲ级土方地段,剩余部分为Ⅴ级泥岩地段。按设计要求顶部3米按1∶0.75坡比进行放坡,剩余泥岩地段按1:0.33坡比进行放坡。削方降坡时要安排专人指挥。
2.1 第一种削方降坡方案
由于削方降坡的深度为38m,为保证设备不被削方降坡所产生的滚落土方砸坏,拟采取台阶式削方降坡施工方式,详见削方降坡示意图1。
计算Ⅲ级地段土方量为(124.29+114.48)×3÷2×(70.8+60.3)÷2=23477.06m3;Ⅴ级地段泥岩量为114.48×35÷2×(1.2+60.3)÷2=61604.55m3。
2.2 第二种削方降坡方案
由于挖掘机(卡特320D)全长9.44m,车宽为2.8米,挖掘半径为8.9m,且挖掘机施工时位于沟底部,为防止落物砸伤设备,因此拟定削方降坡时沟底宽度为14米。详见削方降坡示意图2。
计算Ⅲ级地段土方量为(124.29+114.48)×3÷2×(37.1+41.6)÷2=1 4 0 9 3.4 m3;Ⅴ级地段泥岩量为1 1 4.4 8×3 5÷2×(1 4+3 7.1)÷2=51186.87m3。
经计算,第一种削方降坡方案Ⅲ级土方量比第二种削方降坡多9383.66m3;第一种削方降坡方案Ⅴ级土方量比第二种削方降坡多10417.68m3。
3 结论
根据工程地质及水文地质条件可知顶部3米深内为Ⅲ级土方地段,剩余部分为Ⅴ级泥岩地段。Ⅴ级泥岩地段土质坚硬,放坡系数不用很大。因此两种削方降坡方案均适用于本工程,而第二种削方降坡方案产生的土方量远小于第一种削方降坡方案,从经济效益上讲,第二种削方降坡方案较合算。
摘要：新疆阿图什与喀什交界处的恰克马克河河床与河岸高差为38m,坡度为90度。管线需翻过陡峭的河岸后到达喀什清管站,该地段施工难度大,特别是施工作业带清理、削方降坡危险性大,通过两种削方降坡方案的比较,选择满足施工需求且成本较低的施工方案。
关键词：油气田长输管道山区陡坡削方降坡
参考文献