埋地集输管道（精选九篇）
埋地集输管道 篇1
油井产出液是油气水三相的混合物,其沿集输管道的流动属于复杂的多相流动。环状油气集输管道由第一段的热水管道和多段油气水三相混输管道组成,而混输管道沿程温降计算是油田开采过程的重要内容之一,关系到原油集输系统运行的安全性和经济性[1]。目前国内外学者在相关领域进行了一系列研究[2—4],但是,由于油气水三相流问题的复杂性和环状油气集输管道的多样性,目前关于环状油气集输管道的温降计算方法国内外尚未见到相关报道。通过对环状油气集输管道的温降计算方法进行理论和试验研究,给出适合环状油气集输管道的温降计算方法,为实现不加热集输提供理论依据,为油田节能降耗提供科学保障。
1环状油气集输管道流程介绍
对于环状油气集输管道,从计量间开始热水进入环路一直到油气水混合物回到计量间,环路的管内工质是不一样的。从计量间出来的热水,当与第一口油井产出液混合后,变成了油气水混合物,然后经过一段管道的降温之后与第二口油井产出液混合,再经过一段管道的降温后,再混合,再经过一段管道降温,最后回到计量间。其流程图如图1所示。
2 模型建立
环状油气集输埋地管道的温降模型建立包括:管道内介质全是水的温降模型;管道内介质是油气水混合物的温降模型;热水与油气水混合物的掺合计算模型;油气水混合物与油气水混合物的掺合计算模型;最后建立环状油气集输管道有n口井的温降计算模型。
2.1 管道内介质全是水的埋地管道温降模型
热水从计量间输送到第一口井,沿程温降可以按照苏霍夫温降公式[5]计算,即:
式(1)中:TL—掺水管道长度为L处的温度,K;T0—掺水管道周边土壤温度,K;TQ—掺水管道入口温度,K;W—热水的质量流量,kg/s;D—掺水管道直径,m;L—掺水管道长度,m;C—水的比热,J/(kg·K);K—掺水管道的传热系数,W/(m2·K)。
2.2 管道内是油气水混合物的埋地管道温降模型
根据文献[6,7],考虑年周期性环境温度变化影响土壤温度,油气水三相流埋地管道分布温度计算公式为:
式(2)中:
式中:T—油气水三相流埋地混输管道内任一处流体温度,℃;Ti—油气水三相流埋地混输管道进口流体温度,℃;L—管道长度,m;θ—管道倾斜角度,rad;g—重力加速度,m/s2;ΔP-管道入口到计算地点的三相流压降,Pa;L—管道入口到计算地点的长度,m;H—管道埋深,m;λt—土壤的导热系数,W/(m·K);α2—地表与大气的复合换热系数,W/(m2·K)。
2.3 热水与油气水混合物的掺合计算模型
热水与油气水的混合按照能量守恒有:
TsWscs + TlWlcl = T(Wscs + Wlcl) (3)
式(3)中:Ts—热水的温度,℃;Ws—热水的质量流量,kg/s;cs—热水的比热,J/(kg·℃);s—热水;Tl—油气水混合物的温度,℃;Wl—油气水混合物的质量流量,kg /s;cl—油气水混合物的比热,J/(kg·℃);l—油气水混合物;T—混合后流体的温度,℃。
2.4油气水混合物与油气水混合物的掺合计算模型
油气水与油气水的混合按照能量守恒,公式如下:
Tl1 Wl1 cl1 + Tl2 Wl2 cl2 = T(Wl1 cl1 + Wl2 cl2 ) (4)
式(4)中:Tl1油气水混合物1的温度,℃;Wl1—油气水混合物1的质量流量,kg /s;cl1—油气水混合物1的比热,J/(kg·℃);Tl2—油气水混合物2的温度,℃;Wl2 —油气水混合物2的质量流量,kg /s;cl2—油气水混合物2的比热,J/(kg·℃);T—混合后流体的温度,℃。
对于任意环路有n口井的情况,在经过热水管道降温、第一口油井与环路掺混、油气水三相流降温、第二口油井与环路掺混、油气水三相流降温等等,最后油气水三相流混合物回到计量间。总的环路的温降为各段温降之和。
3 试验验证
为了验证模型建立的正确性,在大庆油田某采油厂对环状油气集输管道的温降值进行了测试,测试仪表的安装位置如图1所示,温降实测结果与理论计算结果比较示意图如图2所示。
根据图2进行分析,理论计算温降值与试验测试温降值的误差<10%有21组,占总数的53.8%,误差在10%～15%的有7组,占总数的18.0%,误差在15%～21%之间的有11组,占总数的28.2%。上述误差存在的主要原因是在建立传热计算模型过程中进行了部分简化,假设油井产出液与环路混合时是瞬时的,而且混合充分,混合后的油气水三相流的温度均匀。同时油田运行参数测试过程中存在一定的随机误差。从上述统计可以看出,有53.8%的数据误差在10%内,并且所有数据误差都在20%内,说明所建立的环状油气集输管道的温降模型正确,适合环状油气集输管道的温降计算,满足工程应用。
4 结论
根据能量守恒定律建立油田环状集输流程埋地管道的温降计算方法,包括:管道内介质全是水的温降模型;管道内介质是油气水混合物的温降模型;热水与油气水混合物的掺合计算模型;油气水混合物与油气水混合物的掺合计算模型;最后建立环状油气集输管道有n口井的温降计算模型。同时,对油田现场数据进行了测试,通过现场试验数据与本文建立的模型进行了对比分析,结果表明:本文建立的环状油气集输管道温降计算公式适合工程应用。
参考文献
[1]刘晓燕,赵波,韩国有,等.油气水埋地混输管道轴向温降计算方法研究.中国工程热物理第十一届年会学术论文集,2005.11
[2]李玉星,冯叔初,范传宝.多相数混流管道温降计算.油气储运,2001;20(9):32—35
[3]Erickson D D,Mai MC,Atransient multiphase temperature prediction program.SPE24790,1992;251—264
[4]王树立,赵志勇.油气集输管线温降计算方法.油气田地面工程,1999;18(3):22—25
[5]冯叔初.油气集输与矿场加工.北京:中国石油大学出版社,2006
[6]刘晓燕,赵军,石成,等.土壤恒温层温度及深度研究.太阳能学报,2007;28(5):494—498
天然气集输管道施工 篇2
及验收规范
1、总则
1.0.1为了提高天然气集输管道工程施工技术水平，保证工程质量，降低工程成本，特制定本规范。
1.0.2本规范适用于新建天然气集输管道工程的施工及验收，其适用范围如下：
1.0.2.1设计压力：1.6～16MPａ 1.0.2.2设计温度不大于80℃
1.0.2.3输送介质为净化及未净化天然气 1.0.2.4碳素钢、普通低合金结构钢 1.0.3天然气集输管道应包括下列各类管道
1.0.3.1由气井采气树至常温集气站或低温集气站之间的采气管线、集气支线。
1.0.3.2由常温集气站或低温集气站到净化厂或外输站之间的集气干线。
1.0.3.3净化厂到用户门站之间的输气管线 1.0.4本规范不适用于下列工程的施工及验收 1.0.4.1城市天然气管道
1.0.4.2总跨≥100ｍ或单跨≥50ｍ的跨越管道 1.0.4.3宽度≥40ｎ的河流穿越管道 1.0.5天然气集输管道压力等级分为二级 1.0.5.1中压管道：设计压力为1.6≤PN≤10MPａ 1.0.5.2高压管道：设计压力为10＜PN≤16MPａ
1.0.6天然气集输管道工程所用的钢管、阀门、管件、坚固件、焊材等必须有质量证明书或合格证，并符合设计要求。用于输送酸性天然气管道的钢管、阀门、管件、坚固件、焊材还应符合SYJ12《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》的规定。
1.0.7天然气集输管道工程形式前必须经过图纸会审、设计及施工技术交底。
1.0.8天然气集输管道施工及验收除应符合本规范外，还应符合设计要求修改设计或材料改代应征得设计单位同意。
1.0.9天然气集输管道施工中的安全技术、劳动保护应符合国家现行的有关标准或规范的规定。
2、钢管
2.0.1钢管使用前应进行外观检查并符合以下规定： 2.0.1.1钢管表面裂纹、折迭、重皮等缺陷；
2.0.1.2钢管表面不得有超过避厚负偏差的锈蚀或机械划伤。2.0.2钢管外径及避厚尺寸偏差应符合国家钢管制造标准 2.0.3高压钢管的检查及验收还应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》金属管道篇第2.2.4至2.2.16条的规定。
3、阀门
3.0.1阀门的外观检查，应无裂纹、砂眼等缺陷，阀杆、阀兰密封面应光滑不得有划痕，阀杆丝扣应无毛刺或击痕。3.0.2阀门安装前应逐个进行强度和严密性试验。3.0.3阀门强度和严密性试验应符合以下规定：
3.0.3.1施工前阀门应具有制造厂的强度及气体严密性试验的全格证，阀门强度试验及用清洁水进行，PN≤16MPａ的阀门，强度试验压力为公称压力的1.5倍，当升压至强度试验压力时稳压5ｍｉｎ不渗漏或无压降为合格；
3.0.3.2奥氏体不锈钢阀门水压试验时，清洁 水内氯离子含量应小于25PPｍ。
3.0.3.3试验合格的阀门，应及时排尽内部积水及污物，密封面应除防锈油，关闭阀门，封闭出入口，并填写阀门试验记录。
3.0.4阀门传动的装置和操作机构应清洁，动作灵活、可靠、无卡涩现象。
3.0.5球阀安装前应按下列要求进行调试。
3.0.5.1球阀壳体水压强度试验，必须在半开状态下进行。3.0.5.2球阀壳体水压强度试验，压力为公称压力的1.5倍，稳压5ｍｉｎ，无渗漏为合格。
3.0.5.3球阀严密性试验，首先将球体转到关闭位置，然后将水充入体腔内，直至检查孔有水流出为止，随后升压至公称压力进行检查，稳压30ｍｉｎ，若充水口不见水流出，同时压力不下降，即为合格，用同样方法试另一侧。
3.0.6电动、气动、气液联动阀门安装前，除按说明书要专业户作强度和严密性试验外，安装后应作动作，联动等性能试验。
4、管件及紧固件
4.0.1公称压力大于1.6MPａ小于10MPａ的管件及紧固件，技术要求应符合GB897《双头螺栓》、GB899《双头螺栓》ｂｍ＝1.5ｄ、GB900《双头螺栓》ｂｍ＝2ｄ、GB170《I型六角螺母牙A和B级》的要求。
4.0.2公称压力大于1.0MPａ小于等于10MPａ的高压管件及紧固件，技术要求应符合JB450《Pｇ100～320㎏ｆ／㎝2化工、石油工业用锻造高压阀门、管件和紧固件技术条件》的有关规定。
4.0.3管件及紧固件使用前应核对制造厂的质量说明书，并确认下列项目符合国家或行业技术标准：
4.0.3.1化学成分； 4.0.3.2热处理后的机械性能 4.0.3.3合金钢管件金相分析结果 4.0.3.4高压管件及紧固件的无损探伤结果
4.0.4管件及紧固件外观检查应符合相关要求及规定。4.0.4.1法兰密封面应平整光滑，不得有行刺及径向沟槽，法兰螺纹部分应完整无损伤，凹凸面法兰应能自然嵌合，凸面的高度不得低于凹槽的深度，平焊法兰，对焊法兰的尺寸允许偏差应符合相关要求及规定；
4.0.4.2螺栓及螺母的螺纹应完整、无伤痕、无毛刺等缺陷，螺栓与螺母应配合良好，无松动或卡涩现象。
4.0.4.3高压螺栓、螺母的检查应按下列规定进行，其硬度值、机械性能应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》的要求：
（1）螺栓、螺母应每批各取两根（个）进行硬度检查，若有不合格，须加倍检查，如仍有不合格则应逐根（个）检查；
（2）螺母硬度不者不得使用；
（3）硬度不合格的螺栓应取该批中硬度值最高、最低各一根校验机械性能，若有不合格，再取其硬度最接近的螺栓加倍校验，如仍有不合格，则该批螺栓不得使用；
4.0.4.4集输管道所用弯管应选用热煨弯、高频弯、热冲压弯等工艺制造，公称直径150～500㎜，其弯曲半径应大于或等于4倍公称直径，公称直径为600～700㎜，其弯曲半径应大于或等于5倍公称直径，阀室管道所用弯头的弯曲半径应为1.5倍公称直径；
4.0.4.5用于输送有应力腐蚀介质的碳素钢、合金钢管道的弯管，弯曲半径应大于5倍公称直径，冷弯弯曲后应进行应力消除；
4.0.4.6钢板卷制的热冲压弯管其内径应和相应的管道内径一致；
4.0.4.7高频加热弯制的弯管，其表面硬度值应符合原母材硬度值的要求；
4.0.4.8弯管内外表面应光滑、无裂纹、疤痕、折皱、鼓包等缺陷；
4.0.4.9弯头端面坡口尺寸应符合本规范的相关要求及规定； 4.0.4.10弯管及异径管制尺寸偏差应符合相关要求及规定； 4.0.4.11焊接三通应符合以下规定：（1）主管按支管实际内径开孔，孔壁应平整、光滑、孔径偏差为±0.5㎜；
（2）支管端面和主管开孔处表面应严密吻合；
（3）主、支管组焊时，支管内径必须对正主管开孔口，错口不应大于0.5㎜；
（4）高压三通支管倾斜度应不大于其高度的0.6%；且不大于1㎜；中压三通支管倾斜度应不大于其高度的1%；且不大于3㎜；
（5）三通焊缝检验应按三通设计图的规定进行。
5、管沟开挖及复测
5.0.1管沟开挖前必须由设计单位进行管道设计平面图、管道纵断面图及设计说明书的设计交底和现场交桩。
5.0.2管道穿越公路、铁路、河流、沟渠等除测量纵断面之外，当穿越复杂地形时，还应补测平面、横断面。
5.0.3在管道埋深合格的条件下，根据土质类别、地形起伏，每公里管线纵向转角总度数，山区管线应小于等于900°，一般地形应小于等于600°；小于等于3°的纵向转角在测量时可以调整到两端纵向转角内。
5.0.4管沟开挖应符合下列要求：
5.0.4.1管沟开挖应根据管沟纵断面测量成果表进行开挖中心线及沟边线；
5.0.4.2管沟开挖应保留控制桩及沟边灰线；
5.0.4.3管沟开挖前应清除各种障碍物，并进行青苗处理； 5.0.4.4管沟开挖前，施工员必须向有关人员进行管沟的挖深、横断面、沟壁坡度、弃土位置、施工便道、地下隐蔽障碍物、管沟中心线、挖深偏差等技术交底；
5.0.4.5管道施工临时占地宽度应根据管道直径、土质类别、挖方量、开挖方法确定，丘陵地形管道施工临时占地宽度不宜超过以下规定：
DN≤200㎜
占地宽度≤12ｍ 200＜DN≤400㎜
占地宽度≤18ｍ 400＜DN≤700㎜
占地宽度≤20ｍ
平原地区采用机械挖沟上组焊管道时，其临时占地宽度应小于20ｍ。
5.0.4.6管沟深度小于等于3ｍ时，管沟沟底宽度应符合相关要求及规定；
5.0.4.7沟壁不加支撑，管沟开挖深度小于5ｍ，其管沟沟壁坡度应符合相关要求规定；
5.0.4.8旱耕地管沟开挖时，应将耕地表面耕植土、下层土壤及岩石等分别弃土；
5.0.4.9水田管沟开挖时，应根据临时占地宽度扎埂、排水，然后开挖，并有排水措施；
5.0.4.10石方地段管沟爆破开挖时，应取得当地有关部门爆破许可证，有安全措施，根据爆破安全规程进行爆破及开挖；
5.0.4.11管沟开挖完工后，应进行验收，沟底平直、转角、无塌方、无积水，在任意20ｍ管沟内，管沟开挖允许偏差应符合相关要求及规范；
5.0.4.12管沟复测的管沟纵断面测量成果表内容必须符合管道设计说明书、线路平面图、管道防腐结构、管壁厚度、材质、埋深及转角数等设计要求。
6、弯管、钢管下料及管口加工
6.0.1弯管及钢管下料必须符合管沟纵断面测量成果表的要求，其转角必须符合以下规定：
6.0.1.1转角为3°～5°两直管用斜口连接； 6.0.1.2转角大于5°配置相应度数的预制弯管。
6.0.2弯管和斜口下料允许偏差为±2㎜，直管下料允许偏差为±L／100（L为下料长度），应检查两端管口的圆度，并符合要求。
6.0.3管道穿越铁路、公路、河流，其穿越长度小于等于10ｍ时，下料时中间不宜出现环形焊缝。
6.0.4焊缝的位置应避开应力集中区，并便于焊接和热处理，一般应符合下列规定：
6.0.4.1不应在焊缝及其边缘上开孔；
6.0.4.2螺旋焊缝钢管对接时，两丁字焊缝最小距离应大于100㎜。
6.0.5管口宜采用机械切割、气割等方法，采用切割加工的坡口，必须除去坡口表面的氧化皮，并打磨平整。
6.0.6管口打磨后，钝边应经过平板检查，平板同钝边最大间隙应小于1㎜。
6.0.7当钢管（薄件）壁厚小于等于10㎜，厚度差大于3㎜，或者钢管壁厚大于10㎜，厚度差大于薄件厚度的30%或者5㎜超过，坡口形式必须符合相关要求及规定。
6.0.8直管段两相邻环焊缝间距应大于管子外径的1.5倍，且不小于150㎜。
7、组对及焊接
7.1.1管口的坡口形式和组对尺寸应符合焊接工艺评定及下列规定：
7.1.1.1上向焊管口组对形式应符合相关要求及规定，坡口尺寸应符合相关要求及规定。
7.1.1.2下向焊坡口组对型式应符合相关要求及规定，坡口尺寸应符合相关要求及规定。
7.1.2管口组对前，应将管内浮锈，泥沙杂物清除干净；下班时，必须用盲板将待焊管口封好。
7.1.3壁厚相同的管口组对时，应将内壁对齐，并符合以下规定：
7.1.3.1Ⅰ、Ⅱ级焊缝的管口其错边量不应超过管壁厚度的15%且不行大于1.5㎜。
7.1.3.2Ⅲ级焊缝的管口其错边量不应超过管壁厚度的15%且不得大于1.5㎜。
7.1.4壁厚不同的管口组对应符合以下规定： 7.1.4.1有缝弯头同直管组对应内壁对齐； 7.1.4.2无缝弯头同直管组对应外壁对齐；
7.1.5管口组对时，应采用外对口卡具组对，组对时应将坡口及坡口内外两侧不小于20㎜范围的底漆、垢锈、毛刺清理干净。
7.2焊接工艺评定
7.2.1对首次使用的焊接钢材，在确认材料的可焊生之后，其焊接工艺评定应符合SYJ4052－92《油气管道焊接工艺评定方法》的规定。
7.2.2焊工施焊应以焊接工艺说明书为依据，焊接工艺说明书应以经评定合格并审查批准的焊接工艺评定报告为依据。
7.2.3从事管道焊接的焊工，必须持有本单位焊工考试委员会发给的管道焊工考试合格证；焊工施焊的钢材种类、焊接方法、焊接位置、有效期等均应与焊工本人考试合格证相符。
7.3焊接
7.3.1下列管道焊缝应进行氩弧焊封底，封底后的焊缝应及时进行填充焊：
7.3.1.1穿跨越铁路、河流、四级以上公路的管道焊缝及穿跨越河道等地段的焊缝；
7.3.1.2含硫天然气管道焊缝及设计压力≥6.4MPａ的净化天然气管道焊缝；
7.3.1.3同阀门焊接的焊缝。
7.3.2管道焊接宜采用上向焊、下向焊、气体保护焊等工艺，其电流、焊接速度、焊条直径、焊接层数，必须符合焊接工艺说明书的规定。
7.3.3使用焊条时，应根据不同牌号的焊条说明书所规定烘烤温度、时间，进行烘烤，并在保温筒内保温，重复烘烤焊条的次数不得超过两次。
7.3.4定位焊的长度、厚度及定位焊缝之间的距离应以接头固定不移动为基础，定位焊的工艺所用焊材应符合焊接工艺说明书的规定。
7.3.5每道焊缝必须连续一次焊完，相邻焊道的起点位置应错开20～30㎜。
7.3.6管道施焊环境应符合下列规定：
7.3.6.1当焊接环境出现下列任何一种情况时若无有效防护措施严禁施焊；
（1）手工电弧焊风速大于等于8ｍ／ｓ；（2）气体保护焊风速大于等于2ｍ／ｓ；（3）相对温度大于90%；（4）雨雪环境。
7.3.6.2当焊件温度在－5℃时，应在始焊处100㎜范围内预热到15℃左右。
7.3.7焊接时，严禁在焊件表面或非施焊处引弧，并注意起弧、收弧处的质量，收弧时应将弧坑填满。
7.3.8每条焊缝焊完后，应在管顶离焊缝100㎜处打上焊工代号钢印。
7.4焊前预热及焊后热处理
7.4.1为降低焊接接头的残余应力，防止产生裂纹，改善焊缝和热影响区金属的组织与性能，应根据焊接工艺评定、结构刚性及要求的使用条件，综合参考进行150～200℃焊前预热和600～650℃焊后热处理，焊后热处理应以热处理工艺依据。
7.4.2焊后热处理的加热速度、恒温时间及冷却速度应符合下列规定：
7.4.2.1加热速度：升温到300℃后，加热速度不应超过220×25÷δ℃／ｈ且不大于220℃／ｈ（Δ为壁厚㎜）；
7.4.2.2恒温时间：碳素钢每毫米壁厚恒温时间为2～2.5ｍｉｎ，合金钢每毫米壁厚恒温时间为3min，且不小于30 min；
7.4.2.3冷却速度：恒温后的冷却速度不应超过275×25÷δ℃／h，且不大于275℃／h，冷却到300℃后，即可在空气中冷却。
7.4.3当环境温度低于0℃时，预热温度应比有关要求预热温度适当提高。
7.4.4要求焊前预热的焊件，在焊接过程中的层间温度不应低于预热温度。
7.4.5要求焊后热处理的焊缝必须经无损探伤合格。7.4.6预热的加热范围，以对口中心线为基准，每侧不应小于管壁的3倍；热处理的加热范围，每侧不应小于焊缝管壁的3倍。
7.4.7焊缝接头经热处理后，应测硬度，并作好记录及标记，焊缝及热影响区的硬度值其极限值分为二级：Ⅰ级应小于或等于HB200；Ⅱ级应小于或等于HB225。
7.4.8当设计没有明确要求时，经热处理焊缝硬度检查数量应符合以下规定：
7.4.8.1管径小于等于57㎜时，检查数量为热处理焊缝总数的5%；
7.4.8.2当管径大于57㎜时，检查数量为热处理焊缝总数的10%；
7.4.8.3焊缝硬度值的检查，每条焊缝打一处，每处打三点(焊缝，热影响区和母材)。
7.4.9热处理后的焊缝其硬度值超过规定时，该焊缝应重新进行热处理，每条焊缝热处理次数不能超过两次。
7.5焊缝检验
7.5.1焊缝表面质量的外观检查应在焊缝无损探伤，热处理、硬度和严密性试验之前进行，其表面质量应符合下列规定：
7.5.1.1焊缝宽度应每边超出坡口1～2㎜，宽度差≤3㎜； 7.5.1.2咬边深度不得大于0.5㎜，在任意300㎜连续焊缝中，咬边长度不得大于50㎜；
7.5.1.3焊缝表面不得有裂纹、凹陷、气孔、夹渣和熔合性飞溅等缺陷；
7.5.1.4焊缝余高：上向焊h≤1+0.1C，且局部不大于3㎜，长度不大于30㎜，下向焊h=0～1.6㎜，且局部不大于3㎜，长度不大于50㎜，自动焊h=0～3㎜(h为焊缝余高，C为焊缝宽度)。
7.5.2焊缝无损探伤应由有相应级别的合格证的持证人员进行。
7.5.3管道焊缝无损探伤比例应按设计要求进行当设计没有规定时，每个焊工所焊的焊缝无损探伤数量及合格等级应符合相关要求及规定。
7.5.4管道焊缝射线探伤应符合GB／T12605《钢管环缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》的规定，超声波探伤应符合GB11345《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果的分级》的规定。
7.5.5对于设计压力小于16等于Mpa的管道，其焊缝经X射线抽查若发现不合格时，应对被抽查焊工所焊的焊缝加倍探伤；若仍有不合格则应对该焊工所焊的全部剩余焊缝进行无损探伤。
7.5.6不合格的焊缝应进行返修，返修后应按原规定进行检查，每处焊缝返修不得超过两次，如超过两次，必须经单位技术负责人审批，提出措施才能返修，但最多不得超过三次。
7.5.7焊缝经无损探伤后，应在离焊缝中心100㎜管顶部打上探伤工代号。
7.5.8无损探伤资料，施工单位应保管七年。
7.5.9穿跨越河流、铁路、公路的管道焊缝应经100%射线探伤，合格等级达到Ⅱ级。
7.5.10经清管试压后的管段，其相互连接的死口焊缝应经100%射线探伤并符合设计要求。
8、管道工厂防腐及现场补口补伤
8.0.1 管道防腐及补口补伤，其结构、等级及所用防腐材料除应符合设计要求外，还应符合相应的施工及验收规范。
8.0.2石油沥青防腐施工应符合SYJ4020《埋地钢质管道石油沥青防腐层施工及验收规范》的规定。
8.0.3环氧煤沥青防腐层施工应符合SYJ4010《埋地钢质管道环氧煤沥青支施工及验收规范》的规定。
8.0.4胶粘带防腐层施工应符合SY4014《埋地钢质管道 聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收规范》的规定。
8.0.5包覆防腐层施工 符合SYJ4013《埋地钢质管道包横征暴敛聚乙烯防腐层施工及验收规范》的规定。
8.0.6 管道现场防腐，补口补伤应符合SY4058《埋地钢质管道外防腐层和保温层现场补口补伤施工及验收规范》的规定。
8.0.7现场防腐层钢管堆放、装卸、拉运必须用软垫子保护接触面。
8.0.8集输管道阴极保护施工应符合SYJ4006《长输管道阴极保护施工及验收规范》的规定。
9、管段下沟、回填
9．0．1管段下沟之前，其防腐层必须完好无损并经电火花检验。
9.0.2管段下沟之前，沟底应清理平整，石方沟底应填厚细土，水田沟底应无积水。9.0.3管段下沟之后应及时回填，并注意将悬空处填实石方地带管沟回填应分为两次进行，第一次回填细土至管子顶部900㎜并适当夯实，应使管道防腐层得到保护，第二次回填其他土质及地貌恢复；最大悬空长度应符合其相关要求及规定。
9.0.4管道下沟回填时，应及时输隐蔽工程验收手续。9.0.5管道回填之后应及时砌筑堡坎、护坡及埋设里程桩等。
10清管及试压
10.0.1管道安装完毕后必须进行清管、强度和严密性试验。10.0.2管道清管试压必须依据清管试压技术措施进行，其措施应经有关部门批准。
10.0.3管段清管试压可分段进行，分段长一般以10～15公里为宜。
10.0.4管道试压介质应为空气或水，强度试验宜以水为介质，强度试验后应进行严密性试验。
10.0.5以空气为介质的管道强度试验压力应为1.25倍设计压力，以水为介质的人口稠密地区强度试压应为1.5倍设计压力。严密性试验压力应为设计压力。
10.0.6管道以空气为介质试压时，升压应均匀缓慢进行，每小时升压不得超过1Mpa，当强度试验压力大于3Mpa时，分三次升压，分别在30%、60%的压力时各稳压半小时之后对管道进行检查，若未发现问题，可继续升至强度试验压力，稳压6小时，压降率不大于1%为合格；然后将压力降至设计压力进行严密性实验，稳压24小时后对全线进行详细检查，无渗漏、压降率不大于1%为合格。
10.0.7以水为介质进行管道强度试验时，应尽量排除管道内部空气，升压要求、稳压时间、压降率等均按相关规定执行。
10.0.8阀室、小型穿越、跨越，可连管道一起进行清管试压。10.0.9管道分段试压时，在其两端应安装压力表和温度计各2支，压力表应经校验合格，其精度应不低于1.5级，温度计分度值应小于1℃。
10.0.10管道清管应在试压之前进行，使用清管球或清管器时，其直径应比管道内径有一定的过盈量，清管时必须使管内的泥土、杂物清除干净。
10.0.11以气体为介质的强度和严密性试压稳压时间内的压降率按下式计算：
△P=100(1-P2T1╱P1T2)% 式中：△P—压降率，% P1—稳压开始时首端和未端试验介质平均压力Mpa P2—稳压终了时首端和未端试验介质平均压力，Mpa T1—稳压开始时首端和未端试验介质平均绝对温度K T2—稳压终子时首端和未端试验介质平均绝对温度K
11、工程竣工验收
11.0.1集输管道工程竣工后，建设单位应根据本规范和设计要求，组织施工单位和设计单位共同对集输管道进行检查和验收。11.0.2天然气管道工程竣工后，施工单位应提供下列技术资料。
11.0.2.1管道敷设竣工图；
11.0.2.2管材、管件出厂质量说明书； 11.0.2.3施工图修改通知单； 11.0.2.4施工变更联络单； 11.0.2.5材料改代联络单；
埋地钢质管道阴极保护方式及其维护 篇3
关键词：金属；管道；保护；维护
1 金属腐蚀
1.1 金属腐蚀的本质
金属腐蚀的本质就是金属由元素状态返回自然状态（矿石）的过程。腐蚀自始至终完全是一个纯自然过程，自然界中很多物质都会因此而发生变质。因此腐蚀是一种普遍存在的自然现象。
金属在电解质溶液中由于电化学作用而发生的腐蚀称为电化学腐蚀。它是金属腐蚀中最普遍的一种方式，特别是埋地管道的腐蚀主要为电化学腐蚀。
1.2 埋地金属管道的腐蚀
1.2.1 土壤腐蚀
土壤腐蚀基本上属于电化学腐蚀，因为土壤物质组成比较复杂，含有大量的水，空气和各种盐类，埋地管道周围介质便有了电解质溶液的特征，埋地金属管道在土壤中将发生电化学腐蚀。埋地金属管道在土壤中的腐蚀速度比一般水溶液中慢。其中土壤电阻率是影响腐蚀速度的主要因素。
1.2.2 杂散电流腐蚀
杂散电流是指除阴极保护电流以外的电流，比如高压电塔的接地、电气化铁路由于各种原因排入大地的电流都称为杂散电流。当埋地管道靠近杂散电流源时，如果管道防腐绝缘层有破损，杂散电流就会通过破损处进入金属管道中，并在管道中持续流动，如果该段管道防腐层破损较多，杂散电流会在另一处防腐层破损点流出，返回杂散电流源负极。流入点成为阴极，流出点成为阳极，腐蚀发生在杂散电流的流出点，这种腐蚀破坏形式称为杂散电流腐蚀，也称电蚀。
1.2.3 细菌腐蚀
细菌在特定条件下，参与金属的腐蚀过程。最具代表性的一种是硫酸盐还原菌，这种细菌易在pH值6～8、碱性和透气性较差的土壤中繁殖。利用自身的生息，将硫酸盐离子还原，在铁表面的生成黑色的（FeS），并发出臭鸡蛋味（H2S）。细菌利用这个反应释放的能量来繁殖，加速了金属腐蚀。
2 埋地管道的阴极保护
2.1 阴极保护的原理
埋地金属管道，由于金属本身制造时的不均匀性或外界环境的不均匀性，大多会形成微观的腐蚀原电池。阳极区发生腐蚀，失去电子。阴极区发生阴极反应，阴极区不会发生腐蚀。因此，如果给金属加以阴极电流，使金属表面全部阴极极化，使腐蚀电池中微阴、微阳极电位相等，阻断了微阴、微阳极之间的电流流动，从而使被保护金属停止腐蚀。这就是阴极保护原理。
2.2 阴极保护准则
①一般情况下，在通以阴极保护电流时，测得的管地电位应为-850mV（CSE）或更负，该值应为消除IR降后的数值。
②当管道处于有害菌土壤环境中，测得的管地电位应为-950mV（CSE）或更负。
③不同的土壤电阻率阴保电位也不尽相同，当土壤电阻率100Ω·m至1000Ω·m时，阴保电位应负于-750mV（CSE）；当土壤电阳率大于1000Ω·m时，阴保电位应负于-650mV（CSE）。
④最大保护电位应考虑防腐层的种类，以不破坏管道表面的防腐层为原则。消除IR降后的最大保护电位通常不宜比-1200mV更负。
⑤对3PE防腐层管道，如果管道自然电位接近或负于-850mV（CSE），最小保护电位应为自然电位负向极化100mV。
3 金属管道牺牲阳极阴极保护
3.1 牺牲阳极阴极保护
选择一种比钢铁电极电位更负的金属材料，并用导线将被保护管道与之相连接，由于这种金属材料的电极电位比管道更负，该金属就成了腐蚀电池的阳极，管道就成了阴极而被保护。这种金属材料就称为牺牲阳极。牺牲自己去实现对被保护金属的防护，是牺牲阳极保护的最大特点。
牺牲阳极适用于大部分管段防腐层绝缘质量良好，腐蚀轻微，土壤电阻率低，短而孤立的管道，单独用户的支线，附近有较多金属构筑物。
3.2 牺牲阳极的种类及性能
3.2.1 镁及镁合金阳极。
镁是活泼的碱土金属元素，25℃时的标准电极电位值为-2.37V。对钢铁有有效电压0.65～0.75V，镁与钢铁类被保护体组成的保护回路中，驱动电压最大。电流效率只有（40～50）%，电流效率比较低，根据使用的场合不同，可以把它做成块状、带状、线状或板状。
镁在海水中易造成过保护，很少应用于海水中。镁在碰撞时易产生火花，因而不能应用于有防爆要求的场所。阳极开路电位较高，适用于土壤电阻率为15～150Ω·m高电阻率的土壤中。
3.2.2 锌及锌合金阳极。
锌是最早使用的牺牲阳极材料，在土壤中具有较高的电流效率，电流效率可达90%，其电位稳定，阳极输出电流能随被保护金属的状态，环境的变化而自动调节。锌及锌合金阳极不适宜高温淡水或土壤电阻率过高的环境。一般都铸造成梯形断面。
3.2.3 铝合金阳极。
铝合金阳极单位重量发生电量最大，有自动调节输出电流的作用，在海水中性能优良，目前土壤中使用的铝合金阳极性能尚不稳定。故极少应用于埋地金属管道的牺牲阳极。
3.2.4 镁、锌复合式阳极。
复合式阳极是由两种材料组成，一般锌在芯部，镁在外部。当镁消耗完之后，锌阳极再发挥其高效率、长寿命的特点。
3.3 填包料
为了使牺牲阳极更好地发挥其作用，就必须使牺牲阳极置于低电阻率的介质环境中，这种具有低电阻率的介质就是填包料。填包料可以改善阳极的使用环境，降低阳极接地电阻，增大输出电流，使阳极溶解均匀，阳极的使用寿命得到延长。化学填包料一般由不同的易溶无机盐与膨润土组成。
3.4 牺牲阳极的埋设
3.4.1 牺牲阳极的埋设可分为立式或水平式。牺牲阳极的埋设深度一般与被保护管道深度一致。
3.4.2 牺牲阳极的分布可采用单支或集中成组两种方式。成组分布时，阳极间距以2～3m为宜。阳极埋设位置一般距管道外壁3～5m，最小不宜小于0.5m。
3.4.3 通常在相邻两组牺牲阳极管段的中间部位设置测试桩，桩的间距应大于500m。
3.4.4 埋设牺牲阳极时，应避免管道与阳极之间存在其他金属构筑物。
3.5 牺牲阳极运行与维护
3.5.1 牺牲阳极埋设后，填包料浇水10天后进行保护参数的投产测试。
3.5.2 牺牲阳极投入运行后相邻两组阳极之间的所有管道保护电位应达到最小保护电位标准。
3.5.3 牺牲阳极投入运行后，应定期进行监测，至少每半年测量一次管道保护电位和阳极输出电流、阳极开路电位、阳极接地电阻和阳极埋设点土壤电阻率，可根据需要作加密测试。
3.5.4 对牺牲阳极保护系统，每年至少应维护一次。
4 金属管道外加电流阴极保护
将金属管道与直流电源的负极相连接，让金属管道成为保护系统中的阴极，同时消除金属中的电位差，使腐蚀电流下降为零。从而使金属管道免遭电化学腐蚀的方法，称为金属管道的外加电流保护。外加电流阴极保护系统主要由辅助阳极、附属设施、电源设备和被保护管道四部分组成。
4.1 辅助阳极
辅助阳极是外加电流阴极保护系统中不可缺少的重要组成部分，它将保护电流从电源引入土壤中，再经过土壤流入管道，最后回到电源的负极。这个过程中金属管道为阴极，其表面只发生还原反应，而辅助阳极表面则发生丢失电子的氧化反应，辅助阳极本身存在一定的消耗。
4.1.1 常用辅助阳极。
①高硅铸铁阳极：阳极的允许电流密度5～80A/㎡，自身消耗率小于0.5kg/（A·a）。适合土壤和淡水中。
②石墨阳极：阳极的允许电流密度5～10A/㎡，自身消耗率小于0.6kg/（A·a）。
③钢铁阳极：自身消耗率8～10kg/（A·a）。
④柔性阳极：最大输出电流密度82mA/m。
⑤贵金属氧化物阳极：在钛基体上覆盖一层导电的混合贵金属氧化物而构成，工作电流密度为100A/㎡，消耗率极低，寿命长。
4.1.2 填充料的作用。
①可以增大与土壤的接触面积，减少阳极接地电阻；②使得电化学腐蚀首先在填充料上发生，大大延长阳极的使用年限；③利于阳极产生的气体（氧气、一氧化碳、二氧化碳）逸出，不至于在阳极表面产生“气阻”，增大阳极接地电阻。
实践应用表明：石墨阳极应加填充料；高硅铸铁阳极应视埋设位置而定，在沼泽地，流沙层可不加填充料；柔性阳极阳极宜加填充料；钢铁阳极可不加填充料。
填充料的含碳量宜大于85%，最大粒小于15mm，填充料厚度一般为100mm。当用柔性阳极时，填充料的最大粒径宜小于3.2mm。预包覆焦炭粉的柔性阳极可直接埋设，不必再加入填充料。
4.1.3 阳极地床埋设形式。
4.1.3.1 浅埋式阳极地床。
浅埋式阳极地床顾名思义就是埋入地下较浅，一般距地表约1～5m的土层中，大多数阳极均采用浅埋式。浅埋式阳极又可分为立式和水平式两种。
①立式阳极地床：将一根或多根阳极垂直埋入地下。阳极间用扁钢连接。立式阳极的优点：a接地电阻变化较小。b尺寸相同的情况下，采用立式阳极地床的接地电阻要比水平式的接地电阻小（示意图如图2）。
②水平式阳极地床：以水平方式将阳极埋入地层中。水平式阳极的优点：a安装容易，便于施工。b便于检查阳极的状况。
4.1.3.2 深埋式阳极地床。
当周围环境受限或者地床周边有其他金属构筑物对阳极地床存在干扰和屏蔽时，应采用深埋式阳极。根据阳极地床的埋设深度不同可分为次深（20～40m），中深（50～100m）和深（超过100m）三种（结构图如图3）。
4.2附属设施
4.2.1阳极地床埋设后还要定期检测管道阴极保护参数，所以在管道沿线应设置测试桩。为了避免重复和节约材料，测试桩可兼作里程桩。
4.2.2 电绝缘装置
安装电绝缘装置的目的是将被保护管道与不应受到保护的管道从导电性上分开。目前，国内一般采用绝缘法兰或绝缘接头作为电绝缘装置。
4.2.3 长效参比电极
采用长效埋地型硫酸铜参比电极，它是阴极保护恒电位仪恒电位模式工作控制的基准信号源，同时也是沿线电位传送器进行管/地电位采集和远传的基准信号源。
4.2.4 均压线
均压线安装于同沟敷设、近距离平行或交叉的管道，以消除不同管道之间的电位差，从而避免干扰腐蚀。均压线安装后，两管道间电位差不超过50mV。
同沟敷设的两管道每5～10km设置均压线连接。均压线设置在电位/电流测试桩处，实现同沟敷设的两管道间的均压连接。
4.2.5 跨接电缆
为使全线站外长输干线处于同一阴极保护系统，保证阴极保护电连续性，采用跨接电缆将进、出站管道绝缘接头的保护端连通。
4.3 电源设备
阴极保护系统中，需要一个稳定的直流电源，能保证长期持久的供电。目前，常用电源设备为恒电位仪。（以PC-1B恒电位仪为例）
4.3.1 PC-1B恒电位仪工作原理。
当仪器处于“自动”工作状态时，给定信号和经阻抗变换器隔离后的参比信号一起送入比较放大器，经高精度、高稳定性的比较放大器比较放大，输出误差控制信号，将此信号送入移相触发器，移相触发器根据该信号的大小，自动调节脉冲的移相时间，通过脉冲变压器输出触发脉冲调整极化回路中可控硅的导通角，改变输出电压、电流的大小，使保护电位等于设定的给定电位，从而实现恒电位保护。
4.3.2 设备日常维护。
①恒电位仪等电源设备应做到无灰尘、无缺件、无外来物、技术状态良好。
②恒电位仪等电源设备应定期对运行机与备用机进行切换运行，切换周期以每月一次为宜。
③恒电位仪等电源设备应每月维护保养一次，以保证仪器设备技术性能达到出厂技术指标。
④恒电位仪等电源设备应有避雷措施。
⑤应逐台建立设备档案，认真填写运行、维修、事故记录。
⑥在设备维修中，不得擅自改变结构和线路，需要改装时，要提出申请，报业务主管部门批准，并绘制改装后的图纸存档。
⑦恒电位仪等电源设备报废，应按具备下列条件之一者执行：
a恒电位仪等电源设备使用已达十年以上；
b无法修复或修复已不经济；
c技术性能已明显落后。
⑧按时填报pis系统报表。
埋地集输管道 篇4
关键词：埋地管道,外检测技术,油气集输管线,评价
1 引言
油田埋地管道是一个复杂庞大的系统,连接着油田生产的各个环节,是油田生产的基础保障。随着油田建设的不断发展,埋地管道的应用日趋增多,据统计,目前胜利油田地面管道总历程已超过2万公里。这些管道地处野外,所处环境复杂,随着服役时间的延长、人为破坏以及管理不得当等因素,导致其服役能力逐渐降低,管道事故时有发生。由于其输送介质的易燃易爆性,一旦发生事故,不仅造成油气资源浪费,还将造成环境污染,甚至威胁到周围人民群众的财产安全。由于埋地管道深处地下,受其运行环境、输送介质的限制,很难对其进行内部检测,因此,对油田埋地管道进行外部检测对保证埋地管到安全运行十分重要。作为中石化集团公司唯一的综合性检测机构,自上世纪九十年代开始,胜利油田技术检测中心,展开了对油田埋地管道的外部检测工作,通过多年的发展,已形成了一套独具特色的油田埋地管道检测评价体系,为掌握目前油田埋地管道的现状,分析主要问题及导致原因,进而提出合理的建议和措施,保障油田安全生产有重大意义。
2 油田埋地管道外部检测及评价技术
2.1 管道检测装备与实验条件
经过多年的发展,中心形成了较为完善的管道检测仪器装备。主要包括:声发射检测仪;N T-32地球物理电流综合收录系统;C扫描;R D-PCM和R D-PCM+埋地管道外防腐层状况检测仪;探地雷达;D CV G直流电位梯度测试仪;CIPS密间隔电位测试仪;全数字电子听音杆;R TK-G PS全球定位系统;SL-6地下管道防腐层探测检漏仪;以及大量无损检测设备,如:便携式光谱仪、X JB-200s便携式金相仪、硬度计、红外测温仪、射线超声磁粉渗透探伤机、超声波测厚仪等近60台套设计并建成国内外首个“油气田埋地管道泄漏模拟实验区”,可完全模拟不同输送介质(油、气、水),不同泄漏程度,不同泄漏部位,不同埋深以及不同外防腐层类型的管道泄漏状态,功能接近现场实际。
2.2 管道检测评价技术
依托多频管中电流测试法、视综合参数异常评价法、瞬变电磁检测技术等,中心总结探索出一套完整的集输管道检测技术,可对管道实施不停产、不开挖、非接触检测与评价。
(1)埋地管道的走向定位探测及高精度坐标测绘技术。
利用电压梯度法、电流梯度法形成了成熟的埋地管道的走向定位探测技术。电压梯度法是在管道-大地之间施加的交变信号通过管道防腐层的破损点处时会流失到大地土壤中,因而电流密度随着远离破损点的距离而减小,在破损点的上方地表面形成了一个交流电压梯度。检测时,两名操作者脚穿铁钉鞋或手握探针,相距3～6m,将各自拾取的电压信号通过电缆送接收装置,经滤波放大后,由指示电路指示检测结果;电流梯度法是对管道施加交流电流信号,通过沿管道检测该电流信号在管道中的衰减状况,来确定埋地管道的位置。沿管道流动的电流信号大小取决于管道的自身性质与管道防腐层状况,当管道防腐层状况良好时,电流信号将按一恒定的衰减率减小。当防腐层有破损时,由于管道与大地土壤直接接触,信号电流将由此大量流出管道,造成沿管道流动的信号电流衰减率突增,电流信号突然减小。
同时,利用高精度坐标测绘技术,对管道坐标的定位已达厘米级。对于油田野外管道,周围干扰信号少,普通手持G PS机采集数据精度可达到3米左右,我们可以采用手持式G PS采集管道坐标,并一定间隔在管道上方作标识物;对于城区管道我们采用高精度的R TK测绘技术,建立起完整的油田管道地理信息系统(简称G IS)。基于G IS技术的数字管道安全管理系统因为实现了管道设施、沿线环境、地质条件、经济、社会、文化等各方面的信息在三维地理坐标上的有机整合,可以及时准确地针对某个点的数据信息进行反映。
(2)埋地管道外防腐层综合性能评价技术。
利用R D-PCM及管道防腐层测试仪对管道外防腐层进行检测。结合油田油气集输管道的特点,通常采用管中电流法来完成该项工作,该方法的代表设备为R D 400-PCM(如图1)。多频管中电流法是一项检测埋地管道防腐层漏电状况的技态,基本原理是将发射机信号线的一端与管道连接,另一端与大地连接,由PCM大功率发射机,向管道发送近似直流的4 H z电流和128 H z/640 H z定位电流,便携式接收机能准确地探测到经管道传送的这种特殊信号,跟踪和采集该信号,输入到微机,测绘出管道上各处的电流强度。通过分析电流变化,可对管道防腐层的绝缘性进行评估。图1为PCM埋地管道外防腐层状态检测仪,电流强度随着管道距离的增加而衰减,在管径、管材和土壤环境不变的情况下,管道防腐层对地绝缘越好,电流衰减越小。如果管道防腐层损坏,绝缘性越差,管道上电流损失就越严重,衰减就越大。通过分析电流的损失,可实现对防腐破损状况的评价并精确查找防腐层破损点。
(3)埋地管道地面、非开挖剩余平均壁厚检测与评价技术。
利用瞬变电磁技术,对管体实施非开挖壁厚检测。瞬变电磁法又叫金属蚀失量评价法,就是利用TEM(瞬变电磁)手段检测评价管道的剩余管壁厚度。瞬变电磁法工作原理是利用不同位置、不同深度地层对一次磁场变化产生涡流强度的不同。探测地质异常。地层的电导率高,产生涡流强度大,二次磁场强。瞬变电磁系统一般由发射机、发射线圈、接收线圈、接收机和计算机数据采集绘图系统组成。应用到管道地面、非开挖剩余平均壁厚检测的核心问题为采用高灵敏度、高稳定性、高抗干扰能力的瞬变电磁仪检测管道的综合物理特性所发生的微小变化,进而利用不同目标体的瞬变响应具有时间可分性的特点来识别并研究被测管段的腐蚀程度,从而确定管体的严重腐蚀区域。
(4)基于超声导波的管线检测与评价技术
超声导波在线检测作为一种新的无损检测技术,正在被广泛应用于压力管道的在线检测。其原理是利用导波自身沿传播路径衰减很小的特性,在结构的某一点激发超声导波,使其沿构件进行远距离传播(最远可达几十米)。接收探头所接收到的信号包含了有关激励和接收两点间结构整体性的信息。因此,这种技术可实现100%快速检测,覆盖压力管道所有检测区域,这种特性正好弥补和降低了因抽查部分弯头,忽视直管段腐蚀减薄带来的检测风险。通过引进吸收国外先进技术,开发了基于超声导波的管线检测与评价技术,对管体点蚀的检测实现了突破,并可对占压管道进行检测。
(5)集输管道腐蚀剩余寿命预测技术
利用BP神经网络预测管线随介质变化的腐蚀速率,根据神经网络的非线性和良好的函数逼近特性,提出了基于人工神经网络的灰色模型、多项式回归模型组合的输气管道腐蚀速率预测模型。此组合模型将最佳组合权重隐含在网络的连接权中,兼具灰色预测、回归预测和神经网络预测的优点,克服了原始数据少,数据波动大对预测精度的影响,也增强了预测的自适应性,并应用此模型结合管体壁厚检测数据确定关系安全运行年限。
(6)埋地管道泄漏点与盗油点快速查找定位技术
结合2.2.1中介绍的管道走向及高精度坐标定位技术以及2.2.2中介绍的埋地管道外防腐层综合性能评价技术可以快速精确确定管道泄漏点与盗油点。
(7)建成了管道检测数据综合管理信息系统
利用PCM多频管中电流测试法、G PS卫星定位仪等多种技术手段,确定埋地管道埋深、走向、规格以及检测的各种参数,结合坐标绘制管道CPG IS图。在此基础上,建立了《管道检测数据综合管理信息系统》。该系统实现了管道检测工作从计划制定、工作实施、数据入库、报告生成的完整流程,为油田安全生产管理提供信息决策依据。
3 油田埋地管道检测取得的主要成果
自开展管道检测工作以来,技术检测中心按照油田安全处的安排,结合各项专项检查工作,应用各种先进的管道检测技术,对胜利油田的各种埋地管道进行了检测与评价。目前,胜利油田技术检测中心已累计检测评价各类管道2150条、总长度约5548公里,所检测管道涉及原油管道、天然气管道、混输管道、注水管道等多种类型,取得了一定的成果。
3.1 开展集输管道检测评价,为管道维修与更换提供了科学依据
开展管道检测以来,中心共检出管道防腐层严重破损点19599个,查出盗油点或盗油后修补点2453处。在确保油田集输管道安全运行的同时,有效地指导了受检方的维护工作,辅助上级管理部门按计划、按次序、有的放矢地安排管线维修与更换。
3.2 核实了管线具体布设位置,纠正了大量档案错误
根据统计,各采油厂约40%左右的管线原始资料存在差错或缺乏资料,或者生产单位已经不清楚管线具体路由,部分管道档案数据存在与实际检测不符的现象。比如某采油厂一集油干线上报长度1.5km,而实测长度为4.49km,数据严重不符。检测还发现,部分管道规格型号与档案不符,防腐层类型不符,甚至存在管道使用单位对管道停用、现场不存在、更换等不详的情况。通过检测,纠正了油田埋地管道档案管理中的大量错误,为油田的精细化管理提供了数据支持。
3.3 检测出上百处盗油(气)点,避免了油田数千万元的经济损失
受各采油厂和集输总厂等单位委托,胜利油田技术检测中心对其所属部分管道实施隐藏偷盗点检测,累计检测出隐藏偷盗点97处,盗气点26处,为油田挽回了大量经济损失。
3.4 摸清了集输管线失效的主要原因
通过检测分析,我们找出了导致管道失效的基本原因,并明确了人为破坏、腐蚀和施工质量是其中关键因素。
4 结论及建议措施
通过近几年来的检测工作,应用先进的埋地管道外部检测及评价技术,对油田的埋地管道的检测结果和检测数据进行总结分析,得到了针对目前油田再用买地管道的如下结论:(1)人为破坏、腐蚀和施工质量是导致埋地管道失效的三个主要因素;(2)外防腐层选择类型与服役环境存在匹配矛盾;(3)不同年代铺设的管道,其使用寿命不遵循一般性规律;(4)油田埋地管道管理亟待加强,管理概念急需提升。
针对以上问题,对目前油田埋地管道的设计、使用、管理等方面提出以下建议:(1)从管道的选材与设计入手,将腐蚀损失降到最低程度;(2)管道使用单位应根据检测评价报告对外防腐层进行合理维修;(3)建议修复已有的因级保护系统,并对部分重要管道增设阴极保护系统;(4)建议新铺设的管道,要针对其服役环境纂则相匹配的外防腐层;(5)建议油田建立管道设计、施工、维修、更换的质量监控体系;(6)建议油田建立集输管道定期检测制度。
5 结束语
本文全面总结了技术检测中心多年来从事油田埋地管线外部检测与评价研究工作的成果与经验以及形成的一系列油田埋地管道检测评价体系,并对检测过程中发现的埋地管线常见问题进行了总结,针对不铜的管线失效原因,分别从管线的选材、设计施工、防腐工艺技术、避免不合理生产工艺等方面提出了相应的腐蚀防护措施,为指导油田埋地管线的防腐蚀设计、施工、日常生产管理与维护起到坚强的技术支撑。
参考文献
[1]石仁委.胜利油田集输管道腐蚀检测与管理.石油工业技术监督.2007.(2):57-59.
[2]杨筱蘅主编.油气管道安全工程[M].北京:中国石化出版社,2005:56-74.
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[4]黄昌碧、陈晖等.管道防腐层检测技术现状及发展.石油仪器,2002.10:5-7.
埋地管道轴向振动分析 篇5
关键词：地震,埋地管道,轴向振动,位移
0 引言
地下管道埋设在土层中,受管道周围土壤的约束,其反应问题不仅包括管子与流体之间的相互作用,还包括管子和周围土体之间的相互作用。与地上建筑物相比,地下管道通常分布的范围广,不可避免的涉及各种场地,在地震中极易遭受破坏,造成系统故障和中断,并有可能产生各种次生灾害。
1 埋地管道轴向振动物理模型的建立
根据物理模型,管道长度为l,管内流体以流速V相对于管壁作稳恒流动,如图1所示,设单位长度的管道质量为mp,管内单位长度的流体质量为mf,地基的轴向阻尼系数为Cl,地基的横向弹簧系数为Kl。
2 数学模型的建立
根据Hamilton原理
式中:
TP—管道的动能,J;
VP—管道的势能,J;
Tf—流体的动能,J;
Vf—流体的势能,J;
δW—非保守力在虚位移上所作的功,J。
其中,管道的动能为
管道的势能为
因为假设流体是不可压缩的,所以虽然流体具有粘性,但没有能量耗散,流体的势能为零,即
流体的动能为
非保守力在虚位移上作的功为
将式(2)～(6)带入式(1)中,即Hamilton原理的表达式中,经过一系列积分、变分
由于δy是任意的,积分为零的充分和必要条件是被积函数为零,可得输流管道的轴向振动的微分方程为
埋地管道在地震作用下的轴向运动微分方程为
取前三阶模态,利用多自由度体系的动力学方程,来进行求解。设偏微分方程的解为
其中,
转化为动力学方程的一般形式
其中
3 地震波的采用
当时,地震波为随机波,(t)为输入到结构的地震加速度,l为n+1维单位列向量。本文采用天然地震记录EI Centro波。
4 算例分析
选用粉质粘土,粉细砂,砂质粘土,其分别属于软土,中硬土,硬土,弹性模量逐渐变大,泊松比逐渐变小。管材为钢管,壁厚为10mm。
由图2可以看到,随着土质由软变硬,管道中点的轴向位移不断减小,最大轴向位移值依次为0.35mm-0.15mm-0.05mm。
图3进一步说明了场地土特性对管道的影响很大,在较低烈度的软弱场地土中的管道,比烈度高的坚硬场地土中的管道更容易破坏。原因是软弱场地容易产生较大相对位移以及软弱场地在地震中更容易产生场地破坏,由此加重了地下管道的破坏。
因为考虑到地震与所考虑抗御的地震要有较好的相似性,要求足够大的幅值且其峰值加速度与设计烈度相当。所以对所选择的实际地震记录的加速度峰值与设防烈度所对应的加速度峰值不一致时,可将实际地震记录的加速度按比例放大或缩小来加以修正。考虑设防烈度为7度、8度、9度时中震的峰值加速度为110枷、220枷、400枷,利用程序放大或缩小来加以修正。编制程序,可以得到不同设防烈度的响应时程图。由图4得,随烈度增大,管道中点的最大轴向位移依次为0.3mm-0.5mm-0.9mm,逐渐增大。
5 结论
管道应尽量埋设在硬土中。但由于埋地管线一般很长,埋设的土质差别较大,并且软土涵盖的范围很大,所以有时管道不得不埋设在软土地基中。由于软土地基的物理力学性质较差,在外部荷载作用下会产生较大的变形和不均匀沉降,而管道的变形很大一部分原因是由于地基的变形引起的,并受到地震激励的作用,使本来就容易产生运行事故的管道潜伏着更大的安全隐患,管道产生漏水甚至爆管的概率大大增加。考虑到很多管道都敷设在软土地基中,从安全角度考虑,最理想的情况是把软土地基全部进行处理,但由于埋地管线一般很长,这样做不太现实,所以可以采取一些处理措施。例如:若底部软土层不厚,可考虑将软土层挖掉,以砂、砂砾石或干土夯实;在软基土壤层较厚的情况下,可考虑采用桩基础,用砂桩或混凝土桩将土壤挤密,恢复其承载能力。
参考文献
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埋地输油管道散热模型研究 篇6
埋地输油管道是油田的主要设施之一, 对埋地集输管道进行保温, 可减少管道散热损失, 有利于安全输送。地下埋设管道存在许多传热问题, 如稳定流动时, 管内介质温度随流动距离变化;不同埋设深度对管道热流密度的影响;不同保温层厚度对管道热流密度的影响;当环境温度发生变化时, 是如何影响管内介质散热的。本文将建立模型来描述热油管道散热问题。
2 埋地输油管道的传热问题
2.1 管道与外部环境传热的影响因素
(1) 土壤物性的影响
研究表明对一种土壤热物性起决定作用的是孔隙度、温度和湿度3个因素。在工程计算中, 在条件允许的情况下更多采用现场测定的平均值。
(2) 气候条件的影响
埋地热油管道运行时, 其周围的土壤温度场由管内油温产生的温度场和管外土壤介质的自然温度场叠加而成。土壤自然温度场受大气温度的作用, 随季节呈周期性变化, 并且土壤深度不同。
2.2 管内原油的传热问题
2.2.1 管道停输状态下管内原油的相变传热
管内原油冷却过程的研究核心可归结为3方面的内容:液相区自然对流传热;固液移动相界面传热;原油析蜡潜热的处理。
2.2.2 输送过程中管内原油的对流换热
原油在管道输送过程中的传热应属于变物性流体在圆管内的强迫对流换热。粘度随温度的变化较大, 故在求解管内换热时只需考虑粘度的变化, 而其他物性可按某一参考温度来确定。此外在研究管内原油层流换热时还需考虑到自然对流的影响。当原油的输送温度低于某一温度时, 原油将由牛顿流体转变为非牛顿流体。实验表明, 在安全输送的温度范围内, 非牛顿原油主要表现出假塑性幂律流体的性质。因此, 可按假塑性幂律流体来计算输送过程中管内非牛顿油流的传热。
3 热介质直埋管道周围温度场模型研究
3.1 直埋管道传热物理模型的建立
3.1.1 大气环境周期变化
大气环境温度呈周期性变化, 而任何连续的周期性波动曲线都可以用多项余弦函数叠加组成, 即用傅立叶级数表示, 大气温度的周期性波动规律可视为一简谐波曲线。
3.1.2 热介质直埋管道传热物理模型
当距直埋管道距地面一定深度H米处, 管道散热对此处没有影响, 而且该深度处温度终年变化小于1℃, 可认为是恒温层, 用hT表示该恒温层温度;距管道水平径向一定距离L米处, 管道散热量对此处影响非常小, 可认为无热量交换;忽略管道轴向散热, 又管道周围温度场分布是关于管道中心对称的, 所以研究直埋管道传热问题时, 只考虑对称的一侧即可, 得到简化的数学模型。
3.2 直埋管道传热微分方程及求解
本文采用有限差法求解直埋管道热力问题。
针对直埋管道传热微分方程, 采用有限差分法得到相应的各类节点上的差分方程:
大地内部节点:
地面对流辐射边界节点:
保温层边界上某类节点:
右边绝热边界节点:
大气温度变化:
上式中经过离散化处理, 得到全部节点上的差分方程组, 采用高斯--赛德尔迭代法求解, 求得随季节性变化的管道周围温度场值, 为分析散热量提供了依据。
3.3 实例分析
以某直埋保温输油管道为例进行计算。埋深1.6m、直径φ273mm、外敷黄夹克保温材料, 厚度为50mm。采用上述方法分析大地自然温度场全年变化趋势及管道温度场变化情况, 计算结果同时受到大气周期性温度变化和管道内热介质温度的双重影响。以1月为例进行计算, 计算条件为地面空气温度-7.5℃、原油温度25℃。计算结果与有限的实测点数据基本符合。可见, 在考虑大地恒温层, 大气周期性温度变化和土壤变热物性等因素影响的基础上建立的数学模型基本正确, 结果满足工程需要。另外数值模拟计算出当原油温度40℃时, 其它不同月份内该直埋保温输油管道周围温度数值, 并绘成温度场图形.
4 结论
本文研究埋地输油管道传热的方式, 详细论述了模型建立的条件和方法, 并通过实例对其工艺特点进行了概括总结, 为评价保温管道状况和界定保温效果衰退程度提供科学的依据。
参考文献
[1]冯叔初.油气集输[M].东营:石油大学出版社, 1991, 4-13.[1]冯叔初.油气集输[M].东营:石油大学出版社, 1991, 4-13.
[2]张劲军.易凝高粘原油管输技术及其发展[J].中国工程科学, 2001, 4 (6) :71-77.[2]张劲军.易凝高粘原油管输技术及其发展[J].中国工程科学, 2001, 4 (6) :71-77.
埋地管道防腐层的检测 篇7
一、常用的检测方法
1. 变频选频法
变频选频法常用于石油长输钢管防腐层的评估以及防腐层绝缘的检测, 在埋地管道防腐层不开挖检测评价技术发展过程中发挥了重要作用。检测结果可作为防腐层检漏、维修的依据。
2. 磁场分布法
此法适用于管道沿线周围没有铁磁性回填物质的场所, 不受土壤介质均匀度的影响且不用接地。但该法易受深度变化的影响, 在其他条件不变的情况下, 破损、缺陷点的埋深越大, 磁场值就越小。地貌变化的影响实质上是埋深变化的影响, 往往造成磁场曲线的严重畸变, 容易出现假异常。实际工作中, 管道的破损、缺陷点的埋深变化最为常见, 应用并不普遍。但在土壤介质电阻率变化较大或者接地条件非常差的情况下应用较好。
3. 等效电流梯度法
该法是检测破损点、缺陷点最常用的手段之一。采用该法查找存在防腐层破损缺陷的管段非常方便, 但确定空间位置较困难。其优点是不受深度变化的影响, 可以利用等效电流梯度法查找破损点。缺点是其精确定位很大程度上依赖于测点间距的选择和测点间距的测量精度。
4. 皮尔逊法
该法又叫做电位分布与电位梯度法 (DCVG) , 是用来找出涂层缺陷及缺陷区域的方法。它不需阴极保护电流, 只需将发射机发出的电信号加载在管道上, 因操作简单、快速, 曾被广泛应用于涂层监测中。该法效率高, 成本较低, 操作简便, 能实地标定防腐层破损点的位置, 不需要进行烦琐的计算工作。该法基于“点电流源”的电位分布理论, 无论交流电或直流电, 电位分布都与介质的均匀程度密切相关。管道周围土壤电阻率的变化, 特别是表面回填土不均匀易造成假异常, 即假变向点。在实际应用中, 当发现变向点时, 如果再用磁场分布法予以检验核查, 可以排除大部分假异常。缺点是检测结果准确率低, 易受外界电流的干扰, 不同的土壤和涂层段组都能引起信号的改变, 判断缺陷及缺陷大小依赖于操作员的经验。该法主要用来查找防腐层的破损点, 即查找“漏铁”部位, 不能对包覆层的绝缘性能做分级评价, 但与其他方法共同使用可得到较好的检测效果。
二、常见的检测技术
1. 直流电位梯度检测技术
该技术是通过检测流至埋地管道涂层破损部位的阴极保护电流在土壤介质上产生的电位梯度 (即土壤的IR降) 并依据IR降的百分比来计算涂层缺陷的大小, 优点是不受交流电干扰。通过确定电流是流人还是流出管道, 还可判断管道是否正遭受到腐蚀。
2. 密间距电位测试技术
密间距电位测试和密间距极化电位监测技术其本质是管地电位加密测试和加密断电电位测试技术。通过测试阴极保护在管道上的密集化电位, 确定阴极保护效果的有效性, 可以间接找出缺陷位置、大小, 涂层状况。该法的局限性在于, 准确率较低, 依赖于操作者经验, 易受外界干扰, 读数误差较大。
3. RI-PCM多频管中电流检测技术
RI-PCM埋地管道外防腐层检测仪就是用在非开挖状况下, 对埋地管道外防腐层的破损进行评估和定位。已在国内外埋地管道检测中得到应用。
该技术是以管道中电流梯度测试为基础、检测涂层漏电状况的新技术。它选用了目前较为先进的RI-PCM仪器, 按已知检测间距测出电流量, 测定电流梯度的分布, 描绘出整个管道的概貌, 可快速地找出电流信号漏失管段, 并通过计算机分析评价涂层的状况, 再使用PCM仪器的“A”字架检测地表电位梯度, 精确定位涂层破点的方法。该技术适用于不同规格、材料的管道, 可长距离地检测整条管道, 受涂层材料、地面环境变化影响较小, 适合于复杂地形并可对涂层老化状况评级;可计算出管段涂层面电阻Rg值, 对管道涂层划分技术等级, 评价管道涂层的状况, 提出涂层维护方式。该技术采用专用的耦合线圈, 还可对水下管道进行涂层检测。
三、应用实例
1. 各检测方法和常用仪器 (表1)
2. 评价防腐层防护性能的常用仪器和参数 (表2)
3. 该法在实例应用中的效果参考
在具体应用时, 将发射机白色信号线与管道连接, 绿色信号线与大地连接, 由PCM大功率发射机, 向管道发送近似直流的4Hz电流和128Hz、640Hz定位电流, 便携式接收机能准确地探测到经管道传送的这种特殊信号, 跟踪和采集该信号, 输入微机, 便能测绘出管道上各处的电流强度, 分析电流变化, 实现对管道防腐层绝缘性的评估。RI-PCM埋地管道外防腐层状况检测仪技术指标、深度测量精度在±5%, 测量范围在8m左右;携带12×1.5V碱性电池, 可连续工作20h;数据记录:可存储多个记录, 包括记录号、埋地深度等, 记录数据下载到电脑, 可用于大多数电子制表软件。在使用时, 电流强度随着管道距离的增加而衰减, 在管径、管材、土壤环境不变的情况下, 管道防腐层绝缘越好, 施加在管道上的电流损失就越严重, 衰减越大, 分析电流的损失实现对防腐层破损状况的评估。通过在某地燃气管道防腐层检测过程中, 利用该法对所属范围地下燃气管道进行的防腐层检测来看, 在电流递减梯度最大处显示了防腐层破损点的位置, 经过开挖后验证了检测结果是准确的 (图1) 。
通过这一电流曲线的实例应用可以证明, 这一技术较为适合云峰分公司磷酸厂至磷石膏渣场管线的检测。今后将利用这一技术, 配合相关检测人员定期对分公司范围内的所有埋地常压管道进行检测, 使之更好地保障分公司安全生产的顺利进行。
应用RI-PCM多频管中电流检测技术对该管道防腐层的损坏情况进行检测, 能够对该管线有的放矢地进行维修和改造, 在节能减排方面将取得很好的效果, 进而保障分公司清洁文明生产的顺利进行。
摘要：云峰分公司磷酸厂至磷石膏渣场的管道为衬胶防腐层埋地常压钢管, 利用目前国内较为先进、实用的埋地管道检测方法与技术, 对其防腐层的损坏情况进行检测和监控, 取得良好的效果。
埋地油气管道腐蚀机理研究及防护 篇8
一、油气管道腐蚀影响因素的分析
1. 土壤因素
土壤所引起的油气管道腐蚀多是由于其与埋在地下的金属管线之间发生了电解质反应, 这也是油气管道发生外部腐蚀最主要的原因。土壤是由固、气、液组成的一个多相混合体系, 其透气性与含水性为电化腐蚀提供了环境。
2. 管道防腐层
埋地油气管道的外部通常都会包裹上防腐层来隔绝钢管与腐蚀介质的接触。但受到很多因素的影响有时候防腐层会出现破损的情况, 并且其也会随着使用时间的延长而逐渐发生老化、龟裂的情况, 如果没有及时发现的话就会使得土壤中的介质由破损处渗入管道外壁而发生腐蚀。
3. 管道材料
对于埋地油气管道来说, 管道的材料对腐蚀也会产生比较大的的影响。首先, 管道材料所具备的化学稳定性会增强其抗腐蚀能力, 因此管道材料的化学稳定性越高, 其受到的腐蚀影响就会越小。其次, 管道材料金属成分中的合金也会影响其耐腐蚀性, 单相合金的耐腐蚀性比多相合金要好。再次, 合金处理方式的不同也会影响其抗腐蚀性, 一般正火组织的耐腐蚀性比退火组织的要好。最后, 材料表面越光滑, 其耐腐蚀性也会更好。
二、腐蚀机理
埋地油气管道的腐蚀机理主要有三种, 分别是物理、化学以及电化学腐蚀。油气管道表面所接触的介质不一样, 腐蚀的机理也会不一样。物理腐蚀主要是由溶解作用导致的, 当固体金属与熔融金属接触时就会产生金属开裂或是溶解。由于化学腐蚀只涉及到单纯的氧化还原反应, 因此发生腐蚀的过程不会有电流产生。油气管道发生化学腐蚀的机理为:管道的金属材质与空气中的氯气、二氧化硫、硫化氢以及氧气等介质接触以后就会产生氯化物、氧化物以及硫化物等具有腐蚀性的物质粘附在金属表面形成一层膜, 这层膜的性质对于金属被腐蚀的速度起到决定性作用。但是在金属材质发生腐蚀的时候, 化学腐蚀一般是不会单独发生的, 而是伴随着电化学腐蚀。电化学腐蚀就是金属与电解质溶液之间发生反应产生原电池的过程, 反应中有电流产生。原电池阳极发生的是氧化反应, 会放出电子, 而阴极上得到的电子与电解液中的氧化剂发生还原反应。
三、腐蚀防护措施
1. 使用化学药剂防腐
用于化学防腐的药剂主要有缓蚀剂、杀菌剂以及降粘剂等。缓蚀剂的应用有一定的特定性, 反应机理不同使用的缓蚀剂也会不同。缓蚀剂是通过沉淀反应、氧化还原反应以及吸附作用等在油气管道的外部形成一层保护膜来阻挡外界腐蚀介质与管道金属接触。这种防腐方法的适用范围比较广, 功能强并且成本比较低;杀菌剂主要应用于由微生物所引起的腐蚀问题, 因此在埋地油气管道微生物聚集的地方可以通过杀菌剂来进行防腐, 效果非常明显;降粘剂的防腐原理就是缩短流体在油气管道中的通过时间, 这样就可以减少流体中所含物质与管道内壁的接触时间, 其主要用于原油的运输过程。
2. 在管道外壁上包裹防腐涂层
防腐涂层有内、外两种, 在管道外壁上包裹防腐涂层是隔绝管道与土壤环境接触的最基本方法。用于涂层的材料主要有环氧煤沥青、聚乙烯胶带、石油沥青、熔结环氧粉末等, 目前使用得比较多的是聚氨酯泡沫夹克, 它被广泛的应用到埋地保温油气管道的防腐过程中, 并且有着不错的效果。
3. 运用阴极保护技术进行防腐
阴极保护法分为两种, 分别是强制电流保护法和牺牲阴极法。阴极保护法通常用于口径较大的长输油气管道。向油气集输管道中通入一定大小的直流电, 这样原本处于电化学阳极的管道就会转变成阴极, 电位差就逐渐消失, 因而破坏了电化学反应的发生环境。在实际的操作过程中需要在绝缘接头位置装上接地电池来防止雷击。阴极保护技术是一项非常经济和有效的措施, 不仅有着操作简单、投入少等优点, 应用到埋地油气管道的防腐工作中以后还能延长管道的使用寿命。
4. 使用非金属管
在油气管道的腐蚀问题中, 其金属材质占了其中一部分原因。因此, 其防腐工作也可以尝试从更换管道材料着手, 通过使用稳定性能更好的材料来增强器抗腐蚀能力。玻璃管材的质量非常轻, 并且不容易结垢、表面光滑、耐用, 因此可以考虑应用玻璃管材, 只是这种材料的强度不高, 因此容易发生破损问题, 应用的时候需要将这个因素考虑进去。尼龙管除了拥有玻璃管的优点之外, 耐磨性能也更好, 但是花费会很高。而钢骨架负荷管材不仅各项性能均达标, 而且可以双面防腐, 绝热性能也较好, 值得大力推广。
结束语
由于埋地油气管道所处的环境比较复杂, 并且其输送的流体也不尽相同, 因而其防腐方法也需要根据实际情况认真考虑。为了防止由于防护涂层的破损而导致腐蚀问题, 需要对埋地油气管道进行监控或是定期的检查。此外, 使用化学药剂防腐、在管道外壁上包裹防腐涂层、运用阴极保护技术进行防腐、使用非金属管等防腐措施的正确应用可以达到很好的效果。总之, 埋地油气管道的防腐工作直接影响到油田的经济效益和安全性, 相关部门需要给予足够的重视, 只有这样才能促进我国石油开采行业的蓬勃发展。
参考文献
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某机房室外埋地管道沉降处理 篇9
水、电设施作为建筑物的重要组成部分, 是保障建筑物达到目标使用功能的重要一环。但很多业主在进行水、电设施建设时, 往往只注重设备功能、效率, 却忽略了设施配套的管道网络安全, 导致后期使用过程中发生各种问题, 维护工作繁杂, 而其中最常见的就是室外管道沉降的问题。
由于近些年城市化发展的加速, 很多不利于工程建设的滩涂、池塘、洼地经过回填也变成了工程建设用地进行发开。某些业主没有开发这类地块的经验, 规划时只注意到了建筑物的立面造型、功能分区和园林绿化、水电设备等事项, 对埋在地下的室外管道没有引起足够的重视。以致于数年之后地基沉降引发了各种管道拉裂、停电停水的事故, 维修人员不胜其烦。而且这种情况下小范围的维修是不能解决问题的, 需要进行彻底的整治才能解决根本问题。
2 工程概况
某机房为五层的钢筋混凝土框架结构, 总建筑面积17316.51m2。建筑物首层至三层作为数据中心机房, 四、五层为办公室。2011 年竣工后开始投入使用。该机房在投入使用初期就已经开始出现地面沉降的迹象, 2012年中该建筑西面一基坑开工, 施工过程中大量抽水。该项目施工期间, 机房周边的地面沉降发展迅速, 导致多处供水管道拉裂, 影响了机房的正常使用, 且严重影响了美观。由于机房周边尚有大批项目准备进行施工, 业主方决定对室外管道进行整体治理。机房管道平面布置图见图1。
3 现场情况描述
⑴由于沉降严重, 室外台阶与散水已经与主体结构的连接处出现了大量裂缝。最严重的是机房入口进门处的台阶下陷近200mm, 裂缝宽度约20mm, 严重影响美观。
⑵建筑物主体结构未出现沉降, 但埋在地下的水、电、油管均存在被拉裂的危险。据描述已有部分入户水管被拉裂。
⑶机房入口处的草坪下埋有一个地下油罐和地下消防水池, 尚未发现受到影响, 但是也存在一定危险。
4 事故原因分析
经查阅原始设计资料可知, 工程所处的地块淤泥层和砂层非常厚 (局部达15m) , 且含水率高, 周边的施工抽水必然会引起基础沉降。上述出现问题的散水、管线、水池等均不属于主体结构, 未设置深入岩层的桩, 地基沉降必然会引起管道变形, 进而引发一系列连锁反应。尤其是入户的管道, 由于建筑物主体结构并未出现沉降, 管道发生沉降之后极易在入户的接口处发生断裂。
5 处理方法
⑴机房入口处的台阶使用频率高, 对美观影响大, 可将室外台阶凿除之后重做, 重做时在台阶底部新增数排搅拌桩作为基础。室外散水影响不大, 可不进行处理。
⑵埋地的入户水、电、油管线处理方法如下:
①管线距离主体结构较远的地方 (距离>2m) , 施工空间足够大。可沿着地下管线每隔1.2m打两排 (或者三排, 根据管道多少来确定) 间距1.5m的500 水泥搅拌桩, 桩顶做200 厚的钢筋混凝土平台板, 将管线放置在平台板上。新增搅拌桩平台板施工大样见图2, 现场施工照片见图3。
②管线距离主体结构较近的地方 (距离≤2m) , 从主体结构的基础部分 (承台或者地梁) 新增悬挑构件, 形成与主体连接的梁板结构平台, 将管线放置在平台板上, 从主体结构新增悬挑平台施工图见图4。
③管道紧靠主体结构外墙 (距离≤0.5m) , 且设置明管对建筑效果和管道使用没有影响时, 可考虑将埋地管道改为露出地面的明管。直接沿外墙新增托架, 将管道固定在托架上, 新增托架施工图见图5。
⑶地下油罐和地下消防水池的处理方式如下:
①地下油罐的基础尺寸较小, 经计算可采用在原基础两侧新增承台, 然后增加锚杆静压桩的办法进行加固, 地下油罐基础加固示意图见图6。
②由于地下消防水池不能长时间停水进入室内作业, 且水池的底板跨度较大, 无法按油罐基础的加固方法进行处理, 经研究决定对进出水池的所有管道进行改造, 在进入水池的地方设置柔性接头, 水池管道接口改造现场照片见图7。
6 施工注意事项
⑴地下管道情况复杂, 原始资料的管道图往往会存在偏差。施工前应利用探地雷达或其它检测设备对管道走向进行准确定位, 以免挖错位置造成浪费。
⑵管道开挖不能使用大型挖掘机械, 避免开挖时破坏管道。埋深较深必须使用机械开挖时, 应首先确定管道深度, 机械开挖至离管道还有0.5m深度时改用人工开挖。
⑶搅拌桩机属于较大型的设备, 施工前应仔细勘察作业路线, 避免出现阻碍桩架或桩机行进导轨不稳等情况。此外桩机重量较大, 注意不要压在比较薄弱的盖板上面。
⑷搅拌桩长度以进入持力层为准, 桩的排数按管道铺设范围来确定。由于搅拌桩机的桩架高度与成桩长度直接相关, 而设备型号问题可能会导致局部桩长无法达到要求的情况, 此时可将采取如下措施:①将搅拌桩改为旋喷桩, 但旋喷桩的桩长也不宜超过20m;②停止管道使用进行局部管道改造, 将其分成数段然后用柔性接头连接。
7 总结
软基地块的开发建设有其特殊性, 室外埋地管网的建设虽不会影响人身安全, 也不会影响建筑的外观造型, 却是保障建筑物正常使用的重要一环, 业主开发时需引起足够的重视。地基的沉降往往需要几十年上百年才能稳定下来, 软基地块的埋地管道若没有进行特殊处理会不断出现状况, 此时需对其进行彻底的治理。本文介绍的工程实例采用了多种处理方法, 该工程现已顺利完工并投入使用近4 年, 未出现问题, 效果令人满意。根据该工程总结出的若干施工要点也可以推广到其它类似工程中, 有一定的参考价值。
参考文献
[1]许其昌.给水排水塑料管道设计施工手册[M].北京:中国建筑工业出版社, 2005.
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