随着我国油田开采时间增加，注水水质不断恶化，以及硫酸盐氧化还原菌逐渐增多，造成油田井下管柱和输油管线及容器严重腐蚀、结垢已成为困扰油气正常开采和输送的倾症”。目前油田管道腐蚀与结垢所造成的损失令人触目惊心，每年由于损坏大量管柱、管线、容器，不仅使油田开发成木居高不下，还严重影响油田生产。有些大油田由于腐蚀引起的管柱、管线材料费直接经济损失已达数亿元。同时也造成环境污染，并威胁着人身安全。而对旧管道的防腐与修复的费用仅是更换一条新管道的50%一60%，是提高企业经济效益的有效措施之一。

现状分析与腐蚀机理

   油田油气管线为其产品的卞要输送载体，大气、土壤以及管线运输的油、水、气都对管线有不同程度的腐蚀。在埋地管线外部，管线腐蚀卞要与土壤中的含水率、电阻率、真菌、异氧菌、总盐量、自然电位及pH值、C1- , SO4z- , C03z- , Ca , Mgt'' , K'' , Na''等的综合含量有关。可以有针对性的采取外加防腐隔离层(两油二布等)、外加电流阴极保护等成熟的措施加以改善和保护。但管线内部的状况就很不乐观，由于Ca Mg即使做过防腐处理，高矿化度的地层水、原油中的一易反应生成HAS，随着HAS溶解度的急速增加，又促进H+的去极化反应，加速腐蚀过程;Cl一在储运过程中易水解生成盐酸(HCl)，对钢体产生强烈的腐蚀作用。在碳钢表而的硫化物氧化皮或锈层有孔隙的情况卜，棍输原油底部水中的C1一可到达钢体表而，在钢体表而局部形成小坑蚀，腐蚀卞要表现在涂层鼓泡、脱落，钢体表而产生大量铁锈(包括硫化铁)，在铁锈后钢板表而是密密麻麻的坑点，其中一些坑点在打砂后极易出现穿孔。如此反复，加快了管道的腐蚀。管线的修复与防腐技术力一案才能达到预期的效果，针对不同环境采取相应的技术措施，使施工成木最低，最大限度地发挥旧管道的作用，延长使用寿命。运用创新理论，结合油田的具体情况，从清洗、修复两个阶段中分别选择不同的施工工艺来完成，以优选出最佳的施工方案。

   清洗，选择的方法有物理清洗和化学清洗。物理清洗有PIG机械清洗、高压水射流清洗;化学清洗是采用化学药剂和一定的工艺手段对管道内的积垢进行清除。修复，根据现有条件可采用涂敷法和穿插衬装HDPE技术进行修复。

   PIG机械清洗技术是使用由特殊聚氨脂材料制成形如子弹的不同外径的PIG球，在动力推动作用下向前运动，刮削管壁污垢，并将污垢带出。根据每次发射的目的不同，PIG分别采用高韧性(通管、除水)、平板(除细垢、垢)、丝球(除硬垢)等，由发射端发射后，在接受端回收。高压水射流清洗技术是传统的水射流冲洗技术的最新发展，是随着高压水射流发展起来的高新技术清洗技术。它是以水为流动介质的高压射流，直接用水射流清除物体表面附着的污垢。化学清洗技术是采用化学药剂和一定的工艺手段对工业设备、管道、容器进行除油、除锈、除垢、除积碳的清洗过程，利用特殊的化学药剂对沉积物、腐蚀产物等具有一定溶解作用，使其结构变得松散，便于下一步工作。

   涂敷法是一种内挤涂技术，其工艺是把旧管道清洗达到St2级后，采用挤涂法把聚合物砂浆层、环氧胶泥层、环氧鳞片涂料层依次挤涂，形成总厚度为3.5 -6.0mm的加固防腐层、达到对旧管道的整体修复。穿插衬装HDPE管修复技术是采用高密度聚乙烯(High Density Polyethylene，以h简称HDPE)塑料管穿插其内的方法，这种塑料管具有极好的化学稳定性、超低的摩擦阻力系数、优异的耐磨性能和良好的抗冲击性能以及适应温度范围较宽、承压能力好、耐老化等突出的优点。HDPE管内壁光滑，应用该技术修复在线旧管道，可大幅度降低综合成木，明显提高管道的使用寿命，具有显著的经济效益和社会效益。压力损失比钢管约小30%，长期使用也不会结垢，黑色HDPE管使用寿命长达五十年以上，无毒性、耐腐蚀、柔韧性好、材料延伸率大、催化温度低、能吸收介质冲击，管道可制成任意长度，柔韧分布、节省管件、重量轻、可焊接、安装劳动强度低、施工费用少。

   综合以上分析，我们认为应综合运用这些技术腐蚀管线修复技术的现场应用

   第一采油厂有一集输管线，长3 684m，规格为小273 XI，从二干渠到真武集中处理站，担负着四个油区的油水混输任务。管线投产运行才两年就已更换偎弯一处，两端压力由起初的0.8MPa升至1.5 MPa。已造成内壁腐蚀、结垢和穿孔，影响了管线的正常生产运行，被迫停产。为尽快恢复生产，经对管线及垢样的综合分析，决定采用以高压水射流、PIG物理清洗为主，化学清洗为辅的清洗方法，采用聚合物水泥砂浆的内防腐挤涂工艺对这段管线进行修复，延长使用寿命。

   1.工艺要求及流程

   衬层结构

   根据输油管线油多、垢多、内表面坑多等特点，同时考虑少投入，技术可靠的要求，为确保衬里整体结构的稳定性和修复质量，设计如卜复合衬里结构。

   (1)加固层:厚度2 mm，采用高强聚合物水泥砂浆在管线内形成一个高强度的水泥砂浆环，其主要作用在于:保护钢管不再受腐蚀;杀死硫酸盐还原菌;改善钢管内表面的状态。

   (2)过渡层:厚度0.35 mm，采用环氧胶泥，其作用在于可保证主防腐层有良好的粘接力，并有防腐功能。

   (3)主防腐层:厚度0.15 -0.25mm，采用新型环氧玻璃鳞片树脂，其主要作用在于:防腐，防渗透;改善表面状态，减少流动阻力;扩大适用范围，提高耐酸碱等各种介质的能力。

    衬层性能

    聚合物水泥砂浆复合衬里的衬层整体性好，粘结强度高，充分发挥了各层材料的特点。其加固层高强聚合物水泥砂浆能保证在管道不十分干燥，清洗达不到Sat级标准的前提卜与钢管有良好的粘结能力，同时由于它木身较厚，可形成一个独立且高标号管体结构，能承受一定的压力，砂浆木体与钢管线膨胀系数又较接近，因此加固层同钢管能形成一个整体;又由于环氧有机涂料与聚合物水泥砂浆粘结力强，可形成一个既能与钢管紧密粘结、同步运行，又能耐各种介质腐蚀的整体复合衬里结构，因此，这种复合衬里结构合理，防腐性能好。用压风机对管线进行整体吹扫，将管内的油、蜡和水清扫干净，以三干渠处为首端，通软体球进行扫线数遍，将管线内的油蜡全部吹扫至集中处理站内的污油池。

   (1)试压补漏

   对管线进行整体试压，试压前将管线两端用盲板堵死，采用压风机缓慢升压至0.6MPa，稳压30min后进行压降率测试计算，确定管线没有泄漏后方可进行下道工序。如有泄漏，则需查找漏点进行修补。

   (2)管线清洗

    清洗的好坏直接关系到涂敷质量。为保证清洗质量，我们设计开发了两相型清洗剂，它具有清洗快，效果好等优点。同时采用机械物理清洗及化学清洗相结合的工艺方法进行分段清洗。

    操作工序:

    ①先用清管器初洗:采用风送法推动清管器在管内前进，并利用清管器边缘的钢丝刮刀装置可将管壁附油垢大部分去除。

    ②进行多遍通球清洗。

    ③对局部进行两相清洗剂的化学清洗。

    ④热水冲洗。

    ⑤清管器的最后清扫。清洗效果见图20无渗漏

    施工准备

   (1)主要施工设备、机具:搅拌机、搅拌罐、砂浆泵、压风机、清管器、涂料涂敷器、聚合物水泥砂浆涂敷器等。

   (2)施工程序

   准备工作一试压补漏一管线清洗一涂敷聚合物水泥砂浆三道一涂敷环氧胶泥一涂敷环氧玻璃鳞片涂料一固化验收一连管封口一交工

   (3)其余相关程序:予制收发球装置;安装清管器、挤涂球;对定位仪、接收仪充电;施工原材料采购;工农关系处理;予制配套机具、法兰、胶管等;施工用设备试车;挖操作坑(对埋地段);施工段管线两端管口焊接法兰等。

    2.施工作业

   (1)动火及扫线

    集中处理站属甲级要害单位，在站内动火时，必须遵守站内动火安全规定，动火前，将管线彻底与站内其他设备和流程断开，并将被动火管线良好接地。由于管线内也存有大量的油、蜡和水，因此动火时现场必须备有消防灭火器并设有专人监护。

   (2)涂敷高强聚合物水泥砂浆

   根据配方严格配制高强聚合物水泥砂浆，以保证其流动性、粘结性、抗渗性、凝结性符合挤涂要求。

   ①采用风送挤涂法涂敷第一道砂浆。涂敷器的运行速度控制在1 m/s内，保证涂层均匀密实;涂敷的砂浆厚度控制在0.5 -1.0mm

   ②待第一道聚合物砂浆养护24h后，再进行第二道与第三道砂浆的挤涂。

   ③要求涂敷的三道聚合物水泥砂浆的总厚度控制在2mm

   ④待聚合物砂浆层初凝后终凝前，再通一遍空球，进行抹光作业。

   (5)待砂浆层终凝后，进行质量验收。合格后，在表面无水状态下.通挤涂球涂敷环氧胶泥一道.工艺与砂浆涂敷相同。严格配比，以保证涂敷涂层的粘结强度、均匀度等符合要求。

   (6)涂敷环氧玻璃鳞片

   待环氧胶泥实干并验收合格后，通挤涂球涂敷环氧玻璃鳞片涂料二遍，涂敷工艺与胶泥涂敷相同。

   (7)连管封口

    经验收合格后，两端断口处及中间检查节采用法兰连接，内壁手工处理，玻璃钢外加固。刷环氧底漆一道，待底漆实干后用腻子将凹凸不平处抹平;腻子实干后即可按要求贴玻璃布，实干后刷面漆两道，再进行保温层修复。

   由于施工段管线距离长，运行阻力大，而且管线结构复杂，弯头较多，曾有过打卡补漏。因此在施工过程中，可能出现意外，造成清管器堵塞。但由于我们在管线沿路地面及弯头易堵部位布置电子跟踪定位仪，同时，我们使用的清管器和挤涂器均带电子跟踪发射器，因此若出现堵球事故，我们可利用接收仪跟踪系统迅速定位查找到卡堵球位置，然后组织力量割开被堵管线，取出清管器，再恢复。

   3.施工验收

   在施工过程中及时对清洗效果进行跟踪检查，清洗后效果显著，修复过程中先对聚合物水泥砂浆以敲击、外部加热、长时间寝泡等方法进行检验，对整条管线和指定短节按要求进行耐压、耐腐蚀的检验。必要的防护措施是解决输油管道长寿使用的重要手段。

   (1)利用管道内检测器了解新老管道的基础情况，反复检测或者采用不同类型的管道内检测器互为验证，以保证获取管道基木情况，建立完备的数据库和档案。在管道投入使用过程中，每隔一段时间检测一次，包括管道外、内腐蚀检测，并且与数据库中的数据相对照，来判定管道腐蚀的进展情况，从而确定管道的危险部位。

   (2)按照钢质管道腐蚀损伤评价方法》对管道进行定期评价，尤其对河滩穿越段的管壁进行定期检查，掌握管道出现腐蚀位置及腐蚀程度，根据腐蚀速率的分布统计，确定腐蚀速率的概率分布、失效概率分布模型和腐蚀极限尺寸，对管道进行剩余寿命预测计算，在达到腐蚀临界值时，有预见性地维修。

   (3)可在套管内管段上补加特殊形状的牺牲阳极的方法，来解决套管的屏蔽作用。

   (4)对输送介质进行脱水、脱硫和去氧，根据腐蚀介质种类、含量和运行环境，在原油中加入缓蚀剂，在主管道内壁采用新型的具有降阻作用的内防腐涂料，改进焊接处的补口技术和外防腐涂层。

   (5)在穿越河流输油管道的强度设计中应该考虑到地理环境变迁、河道水文地质变化和人类未来发展规划等因素对输油管道的影响。

   总结：经过清洗修复后，管线内径相比新管虽略有减小，但使集输干线重新投入使用，端口的压力由停产前的1.5 MPa降为0.9MPa，而费用仅为建新管线的四分之一，其经济效益显著。为油田设施的再利用提供了一个好的方法，更为进一步降木增效提供一个良好的发展方向。