分享：某油田单井油气集输柔性复合管泄漏原因
宋成立1,郭继银2,朱文文3,成少兵4,张炳余4
(1.中国石油集团 工程材料研究院有限公司 石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室,西安 710077;
2.中国石油集团 工程技术研究有限公司,塘沽 300451;
3.中国石油天然气股份有限公司 塔里木油田分公司,库尔勒 841000;4.中国石油辽河油田公司,盘锦 124010)
摘 要:西部某油田单井油气集输柔性复合管在服役21个月后发生泄漏。采用宏观观察、几何 尺寸测量、红外光谱分析、维卡软化温度检测、硬度测试、拉伸性能测试、密度测试和纵向回缩率测 试等方法,分析了该管道泄漏的原因。结果表明:该柔性复合管的运行温度远高于设计温度和内衬 层的维卡软化温度,在长期运行过程中,油气介质渗入内衬层和增强层内部,导致管道的承压能力 显著下降,管道底部壁厚最薄处首先发生开裂,在内压作用下,管道逐层发生塑性变形,导致管道撕 裂,从而发生泄漏。
关键词:柔性复合管;内衬层;增强层;开裂;维卡软化温度
中图分类号:TG115 文献标志码:B 文章编号:1001-4012(2022)03-0053-05
目前,我国大部分油田已进入中后期开采阶段, 综合含水量升高,管线服役年限增加。二次采油与 三次采油的结合技术引入了新的腐蚀介质,如 CO2, O2 和硫酸盐还原菌(Sulfate-reducingbacteria,SRB) 等,这加剧了碳钢油气集输管道的失效,造成石油和 天然气损失和生态环境污染[1-3]。柔性复合管质量 轻、挠性好、易于运输及安装,且具有优异的耐腐蚀性 能等特点,采用该类非金属管替换原有管道已成为解决油气集输管道腐蚀问题的重要方案之一[4-5]。但随 着柔性复合管应用范围的进一步扩大,出现了部分失 效事故,尤其在高温、高压、地形起伏较大的环境中, 柔性复合管更容易发生失效。目前,国内外关于柔性 复合管失效分析案例鲜有报道[6]。
西部某油田单井集输柔性复合管(埋地)服役 21个月后发生泄漏,其宏观形貌见图1。依据 SY/ T 6662.2-2012《石油天然气工业用非金属复合管 第2部分:柔性复合高压输送管》标准,泄漏柔性复 图1 泄漏柔性复合管的宏观形貌 合管道规格为 DN80,设计压力为4MPa,运行压力 为2.9MPa,设计温度为94 ℃,管道泄漏位置在6 点钟方向。
为查明管道泄漏的原因,笔者对其进行了一系 列检验和分析,并提出了改进建议,以期避免此类事 故的再次发生,并为柔性复合管的研发、安全服役、 标准修订等提供参考。
1理化检验
1.1 宏观观察
该泄漏柔性复合管为典型的三层结构,即外护 套、增强层和内衬层,宏观观察发现三层结构均发生 了撕裂。由图2可见:外护套撕裂口沿纵向扩展,长 度约为350mm,其环向发生较大的塑性变形,整体 呈互相“啮合”的形貌;增强层由两层纤维层缠绕而 成,颜色发黑,且触感较硬;内衬层撕裂口沿纵向扩 展,长度约为250mm,其环向也发生了较大的塑性 变形,侧面呈黑褐色,管道顶部区域颜色偏黄。
1.2 几何尺寸测量
采用游标卡尺(精度为0.02mm)对该泄漏柔性 复合管内衬层的壁厚和内径进行测量。图3是内衬 层撕裂口处壁厚的测量位置,测量结果见表1。可 知 内 衬 层 撕 裂 口 中 部 f 位 置 处 壁 厚 最 小 (1.22mm),壁厚沿该位置向两端逐渐增大。
撕裂口位置为6点钟方向,对图3所示内衬层两 端的壁厚及内径进行测量,结果见表2。可知管样底 部的壁厚小于顶部的,底部最小壁厚达到5.90mm, 顶部最大壁厚达到7.36mm;内衬层两端3~9点和 6~12点方向的内径范围在82.84~83.40mm。
1.3 红外光谱分析
从泄漏柔性复合管内衬层和增强层取样,利用 傅里叶变换红外光谱仪对其进行傅里叶红外光谱 (FTIR)分析,结果如图4所示。可见泄漏柔性复合 管内衬层红外光谱与聚乙烯(PE)红外标准谱的相 似度为97.01%,这表明该泄漏管样的内衬层为PE, 未见其他异常;增强层的红外光谱与涤纶红外标准 谱的相似度为94.86%,这表明该泄漏管样的增强 层为涤纶纤维,未见其他异常。
1.4 维卡软化温度检测
分别从泄漏柔性复合管内衬层底部和顶部取 样,依据 GB/T1633-2000《热塑性塑料维卡软化 温 度 (VST)的 测 定 》标 准 中 的 B50 法 (50 N, 50 ℃/h),采用 RV-300FW 维卡软化点温度检测仪 进行维卡软化温度检测,分别设置3个平行试样,取 其平均值,起始温度为室温。结果显示该泄漏柔性 复合管内衬层底部和顶部的维卡软化温度分别为 58.64 ℃和61.89 ℃。
1.5 硬度测试
分别从泄漏柔性复合管内衬层底部和顶部取 样,依据 GB/T2411-2008《塑料和硬橡胶 使用硬 度计 测 定 压 痕 硬 度 (邵 氏 硬 度 )》标 准,采 用 TIME5410型邵氏 D型硬度计对其内、外壁进行硬 度测试,分别设置3个平行试样,取其平均值。由表 3可见,该泄漏柔性复合管内衬层外壁的硬度大于 内壁,且内衬层底部内壁的硬度最小。
1.6 拉伸性能测试
分别从泄漏柔性复合管内衬层底部和顶部取 样,依据 GB/T8804.3-2003《热塑性塑料管材 拉 伸性能 测 定 第 3 部 分:聚 烯 烃 管 材》标 准,采 用 CMT-4104型电子万能试验机对试样进行拉伸性能 测试,分别设置3个平行试样,取其平均值。由表4 可知,该泄漏柔性复合管内衬层底部的抗拉强度小 于顶部。
1.7 密度测试
分别从泄漏柔性复合管内衬层底部和顶部取样,依据 GB/T1033.1-2008《塑料 非泡沫塑料密 度的测定 第1部分:浸渍法、液体比重瓶法和滴定 法》标准,采用液体比重瓶法测试内衬层的密度,试 验设备为 ET-120SL 型电子密度计。由表5可见, 该泄漏柔性复合管内衬层底部和顶部的平均密度均 满足SY/T6662.2-2012《石油天然气工业用非金 属复合管 第2部分:柔性复合高压输送管》对PE的 技术要求。
1.8 纵向回缩率测试
从泄 漏 柔 性 复 合 管 内 衬 层 取 样,依 据 GB/T 6671-2001《热塑性塑料管材纵向回缩率的测定》标 准,采用 BINDER-M240 型 恒 温 箱,将 试 样 在 (120 ±2)℃下保温60min,设置3个平行试样,取其平 均值。由表6可见,该泄漏柔性复合管内衬层的纵 向回缩率满足 SY/T6662.2-2012《石油天然气工 业用非金属复合管 第 2 部分:柔性复合高压输送 管》标准对 PE的技术要求。
2 分析与讨论
通过以上试验结果可知,该泄漏柔性复合管内 衬层为 PE,增强层为涤纶纤维,内衬层的密度、纵向 回缩率检测结果均符合 SY/T6662.2-2012对 PE 的技术要求。泄漏柔性复合管内衬层底部和顶部的 维卡软化温度分别为58.64 ℃和61.89 ℃,抗拉强 度分别为14.82MPa和15.27MPa,底部内、外壁的 硬度分别为37.5HD和53.7HD,顶部内、外壁的硬 度分别为41.6HD 和55.1HD,现有标准未对该材 料的维卡软化温度、抗拉强度和硬度做出规定,从检 测结果可以得出内衬层内壁的强度较外壁出现了明 显下降,内衬层底部的强度较顶部出现了显著下降, 随着服役时间的延长或压力的波动,内衬层底部将 首先发生承压不足导致的开裂。
内衬层实际服役环境的温度大于设计温度及其 维卡软化温度,处于超温运行状态。维卡软化温度 是评价材料耐热性能、反映制品在受热条件下物理 力学性能的指标之一,维卡软化温度越低,表明材料 受热时的尺寸稳定性越差,热变形越大,长期高温环 境会使 PE材料刚度减小,弹性模量减小[7]。同时, 内衬层外壁至内壁颜色越来越深,其底部内壁颜色 接近黑色,这表明油气介质在长期输送中已大范围 扩散至内衬层内部,发生了显著的溶胀,导致其力学 性能下降[8-9]。内衬层硬度检测结果表明:内衬层内 壁与油气介质直接接触,其硬度比外壁的要小:内衬 层底部内壁颜色更深,其硬度小于顶部内壁的硬度。 通过拉伸性能测试结果发现内衬层底部的抗拉强度 低于顶部的,表明内衬层强度已产生局部下降。同 时,该 泄 漏 柔 性 复 合 管 底 部 壁 厚 比 顶 部 小 约 1.3mm,进 一 步 表 明 管 道 底 部 属 于 承 压 的 薄 弱 环节。
涤纶纤维(增强层)在高温环境中会发生分子热 运动,使其趋于无序性并发生结晶,随着分子无序性 的增加,长期高温环境会使其抗拉强度明显下降。 齐国权等[10]研究发现,随着温度的升高,涤纶纤维 可承受的最大载荷呈直线下降趋势,见图5。该泄 漏柔性复合管增强层颜色为黑褐色,触感坚硬,而涤 纶纤维通常为白色,且触感柔软,这表明油气介质已 渗入增强层,削弱了涤纶纤维大分子间的作用力,使 分子间距加大,孔隙增大,导致涤纶纤维的抗拉强度 下降[11]。对柔性复合管断口处增强层用手轻轻弯 折时,增强层即发生部分断裂,表明增强层承压能力 已产生下降。
综上所述,该柔性复合管的运行温度远高于内 衬层的维卡软化温度,油气介质已渗入内衬层和增 强层,导致管道的承压能力显著下降,管道底部壁厚 最薄处首先发生开裂,在内压作用下,管道逐层发生 塑性变形,导致管道撕裂,从而发生泄漏。
3 结论及建议
(1)该柔性复合管的运行温度远高于设计温度 和内衬层的维卡软化温度,在长期运行过程中,油气 介质渗入内衬层和增强层内部,导致管道的承压能 力显著下降,管道底部壁厚最薄处首先发生开裂,在 内压作用下,管道逐层发生塑性变形,导致管道撕 裂,从而发生泄漏。
(2)建议降低该柔性复合管的运行温度,或更 换耐温性能更好的柔性复合管,如聚四氟乙烯内衬 层+芳纶纤维增强层的柔性复合管。 参考文献: [1] 王月,王丹,谢飞,等.CO2 对油田地下水环境中 Q235 钢和 X70钢腐蚀行为的影响[J].金属热处理,2020, 45(6):226-231. [2] 龙雄云,刘环宇,张伟,等.姬塬油田管道腐蚀机理分 析研究[J].材料保护,2020,53(10):142-148. [3] 蔡锐,吴鹏,赵金龙,等.某 L245集输管道腐蚀失效原 因分析[J].表面技术,2019,48(5):58-64. [4] 赵军艳,蔡共先.柔性复合高压输送管在单井集输系 统中的应 用 [J].油 气 田 地 面 工 程,2012,31(8):53- 54. [5] 李厚补,李鹤林,戚东涛,等.油田集输管网用非金属 管存在问题分析及建议[J].石油仪器,2014,28(6): 4-8,113. [6] 韩方勇,丁建宇,孙铁民,等.油气田应用非金属管道 技术研究[J].石油规划设计,2012,23(6):5-9,50. [7] 齐国权,戚东涛,魏斌,等.高温高压条件下柔性复合 管评价方法研究[J].石油管 材 与 仪 器,2015,1(5): 31-33. [8] 齐国权,吴寅,戚东涛,等.芳纶纤维增强 PE-RT 管耐 高温性能的试验研究[J].天然气工业,2015,35(8): 87-92. [9] 全娇娇.集输油用柔性复合管的环境适用性评价研究 [D].西安:西安石油大学,2020. [10] 齐国权,戚东涛,李循迹,等.PET 纤维增强柔性复合 管耐高温性能实验[J].油气储运,2015,34(6):616- 620. [11] KOTOMIN S V,AVDEEV N N.Compactionand consolidation of aramid and composite fibers.1. compaction of aramid fibers [J].Mechanics of CompositeMaterials,2002,38(5):461-470.
< 文章来源>材料与测试网 >
