《油氣管道管體缺陷修復技術規(guī)范》解讀

李榮光，張 巍，于 憬，劉松林，趙 振，趙建偉，邸曼麗

1.中國石油管道公司智慧管道建設項目中心，河北廊坊 065000

2.中國石油管道公司管道處，河北廊坊 065000

3.中油管道物資裝備有限公司，河北廊坊 065000

目前，我國在役油氣管道總長度已超過13×104km，其中一部分管道服役逾10年，已達到管道設計年限的1/3～1/2。由于服役環(huán)境、地質條件、雜散電流、施工缺陷、第三方人為破壞等原因，經內/外檢測發(fā)現(xiàn)大量管道需要進行缺陷修復。此外，我國在役油氣管道基本以埋地管道為主，路由地區(qū)氣候、地質條件復雜，管體缺陷修復難度大，技術要求高。為此，選用何種管道修復方式越來越受到管道運營方的重視。SY/T 6649—2018《油氣管道管體缺陷修復技術規(guī)范》結合近年油氣管道管體缺陷修復技術研究成果，借鑒國內外先進標準推薦做法[1-6]，在原SY/T 6649—2006《原油、液化石油氣及成品油管道維修推薦作法》基礎上進行修改完善，規(guī)定了油氣管道管體缺陷修復技術的選擇、修復要點及施工流程等技術要求。本文介紹了油氣長輸管道常見的缺陷類型和對應適用的修復技術，并對管道缺陷修復技術的發(fā)展趨勢進行了分析。

1 管體缺陷修復基本原則

（1）適用范圍：該標準適用于陸上油氣長輸管道金屬損失、裂紋、變形、焊縫缺陷等非泄漏類缺陷的修復工作，不適用于管道搶修作業(yè)。海底（水下）管道修復因其修復環(huán)境與陸上管道差異較大，可參考執(zhí)行。

（2）修復依據：油氣管道管體缺陷修復依據是管道完整性評價結果。評價結果根據缺陷類型、程度、分布地域等綜合信息，得出缺陷分級、承壓能力、修復優(yōu)先順序、建議修復方式等結論。

（3）高鋼級管道焊接修復：在進行管道焊接作業(yè)時，制定相應的焊接工藝評定和操作規(guī)程，管道工藝運行壓力要滿足相關要求。當管道管材等級在X60及以上時，考慮到高鋼級管道焊接殘余應力較大、可焊性較差等情況，一般不推薦采用堆焊和補板進行缺陷修復。堆焊和補板因其不對稱的施工工藝特點，導致其產生較大的殘余應力且不易相互抵消。

（4）修復技術要求：SY/T 6649中提出，任何修復技術在修復缺陷時應通過5個方面的驗證：其一，缺陷位置的承壓、抗拉伸以及抗彎曲性能的恢復；其二，長期應力-斷裂強度；其三，長期蠕變行為；其四，循環(huán)疲勞行為；其五，對管材金相組織的影響。

以上幾方面的驗證，覆蓋了在役管道缺陷修復后承受內壓、局部彎曲應力、軸向拉應力、壓力波動以及材料老化等條件，對新研發(fā)的修復技術可靠性驗證方面起到指導作用。缺陷管道服役過程中承受的應力見圖1。

圖1 缺陷管道承受的應力示意

（5）降壓：SY/T 6649中提出，修復缺陷過程中，管道操作壓力不應高于修復技術要求的施工操作壓力。對于非焊接修復技術，其施工操作壓力不應超過0.8倍的最大允許操作壓力及0.3倍的管道最小屈服強度。其中，管道由于施工操作壓力產生的環(huán)向拉伸應力計算公式如下：

式中：σ為內壓造成的管道拉伸強度，MPa；P為施工操作壓力，MPa；D為管道外徑，mm；tn為管道設計壁厚，mm。

對于采用焊接修復技術修復原油管道時，其修復處的管道內壓不應超過0.5倍的最大允許工作壓力，且原油充滿管道。在運行的天然氣或成品油管道上焊接時，其修復處的管道內壓不應超過0.4倍的最大允許操作壓力，且輸送介質充滿管道。此外，SY/T 6649中還指出，對于管道允許帶壓施焊的，當壓力無法降至上述要求時，管道允許的帶壓施焊的最高壓力值應符合下式：

式中：P為管道允許帶壓施焊的壓力，MPa；σs為管材的最小屈服極限，MPa；t為焊接處管道實際壁厚，mm；c為因焊接引起的壁厚修正量，mm，按表1取值；D為管道外徑，mm；F為安全系數，按表2取值。

表1 修正量c

表2 安全系數F

實際操作過程中，因管道焊接位置壁厚通常為管道設計壁厚，經計算管道允許帶壓施焊的壓力要遠大于規(guī)定值，這也給難以按標準規(guī)定降低管輸壓力的管道管體修復提供了參考。需要指出的是，國內外大量管道修復技術驗證試驗表明，管體缺陷修復質量與修復過程降壓幅度有關聯(lián)性，即降壓有利于修復效果的提升。

2 缺陷類型

管體缺陷主要有金屬損失、裂紋、變形、焊縫缺陷等四大類型，還可根據缺陷程度和位置進行細分（見表3）。

表3 油氣管道管體缺陷類型及劃分

3 缺陷修復

長輸管道常見的修復技術有補焊、補板、A型套筒、B型套筒、環(huán)氧鋼套筒、復合材料、機械夾具、內襯、換管等缺陷修復技術。其中，補焊、補板、B型套筒以及換管屬于焊接修復技術，采用該類修復技術時應關注管道鋼材等級。如果鋼材等級在X60及以上時，則需要按相應在線焊接工藝評定規(guī)定的程序進行修復。A型套筒、環(huán)氧鋼套筒、復合材料、內襯和機械夾具屬于非焊接修復技術，該類修復技術的環(huán)向應力增強效果較好，抗軸向應力主要依靠高分子材料與管體之間的剪切強度（約10 MPa），環(huán)向缺陷（如環(huán)向裂紋、環(huán)焊縫面積型缺陷其發(fā)展主要受管道軸向應力影響）以及可能繼續(xù)發(fā)展的內部缺陷，不推薦使用該類修復技術。選用復合材料進行修復時，還應充分考慮管道服役期間的溫度波動范圍、復合材料老化造成力學性能下降和樹脂固化條件等因素對修復長效性的影響。

3.1 金屬損失類缺陷

在缺陷程度＜0.8 t（t為壁厚） 時，可采用堆焊、補板、A型套筒、B型套筒、環(huán)氧鋼套筒、復合材料或換管修復中的任意一種技術，進行永久修復。當缺陷程度≥0.8 t時，可采用補板、B型套筒或換管進行永久修復。內部存在缺陷或腐蝕時，應采用B型套筒永久修復，若內部缺陷或腐蝕不會繼續(xù)發(fā)展，也可采用A型套筒、環(huán)氧鋼套筒進行永久修復。采用B型套筒修復時，套筒至少從缺陷的兩邊各自延伸出去51 mm，套筒的側焊縫和末端角焊縫應全焊透，相鄰套筒的末端角焊縫距離不應小于0.5D。

3.2 裂紋類

管道裂紋類缺陷由于不易檢出、擴展速度快等特點，其存在將嚴重威脅管道的安全運行。為此，SY/T 6649對于裂紋類缺陷修復相比其他標準偏于保守。油氣管道的管體表層裂紋深度＜0.4 t，如果缺陷金屬的去除量滿足要求且無損檢測合格，可采用打磨、堆焊、A型套筒、環(huán)氧鋼套筒或復合材料修復中的任意一種技術，進行永久修復。如果裂紋為內部裂紋且長度小于裂紋擴展臨界值（該擴展值要經過斷裂力學計算獲得），可采用B型套筒永久修復，否則應采用換管修復。油氣管道的管體裂紋深度≥0.4 t時，宜采用換管修復。如果裂紋長度小于裂紋擴展臨界值，且經過止裂處理，可采用B型套筒永久修復。當油氣管道裂紋深度≥0.8 t時，應采用換管修復。

3.3 變形

SY/T 6649中涉及凹陷和褶皺兩大類變形缺陷的修復。根據多年管道運行經驗和爆破等驗證試驗結果，無應力集中和開裂的凹陷缺陷幾乎沒有出現(xiàn)失效案例，變形量較大的凹陷主要影響清管器和內檢測器的通過。為此，SY/T 6649規(guī)定當管體凹陷深度≥6%D，應采用換管永久修復，經管道完整性評估，確定對管道危害性較小的除外。但對于環(huán)焊縫附近有應力集中的凹陷時，無論凹陷程度多少，應采用B型套筒或換管進行永久修復。對于褶皺缺陷，經過完整性評價后，可采用B型套筒、環(huán)氧鋼套筒或換管進行永久修復，修復用套筒形狀、尺寸應與管道相符。

3.4 焊縫類缺陷

SY/T 6649中涉及焊縫類缺陷包括制管焊縫缺陷以及環(huán)焊縫缺陷。其中，對于環(huán)焊縫內有氣孔、夾渣、未焊透等缺陷且深度＜0.8 t時，應采用B型套筒進行永久性修復；缺陷深度≥0.8 t時，應進行換管修復。這部分規(guī)定相比其他標準更為嚴格。

3.5 修復作業(yè)

SY/T 6649中規(guī)定的管體缺陷修復作業(yè)流程如圖2所示。

圖2 管體缺陷修復作業(yè)流程

對SY/T 6649在修復流程中的部分特殊規(guī)定進行如下解讀：

（1）現(xiàn)場開挖方面規(guī)定了高寒凍土區(qū)的凍土開挖、流沙地段的開挖要求，并細化了開挖懸空長度要求。

（2）標準規(guī)定采用復合材料及環(huán)氧套筒修復管道缺陷時，表面處理等級宜到達GB 8923規(guī)定的Sa2.5級，與其他同類標準相比，提高了對表面處理等級的要求。

（3）非焊接修復技術施工完成后需要對該位置進行標記，以便于內檢測時對修復點進行識別。

（4）分別對焊接修復和非焊接修復施工后修復現(xiàn)場質量檢測進行詳細規(guī)定。

4 與GB/T36701差異分析

（1） 適用范圍：GB/T 36701—2018適用于L485/X70及以下鋼級的埋地鋼制長輸管道、集輸管道管體缺陷的修復，明確不包含目前國內油氣管道常用的L555/X80及以上型號，SY/T 6649的適用范圍未做限制。

（2）打磨修復：GB/T 36701對于打磨技術要求相對寬松，如果打磨深度不超過0.1 t，則打磨長度不受限制；如果打磨深度超過0.1 t，若滿足規(guī)定條件時，打磨深度的最大值可以達到0.4 t；SY/T 6649中規(guī)定打磨深度最大為0.125 t，對于X42及以上管道缺陷打磨最大深度僅為0.08 t，相對更為嚴格。

（3）補板修復：GB/T 36701規(guī)定了L360/X52及以上鋼級的管材，不宜采用補板的方法進行缺陷修復；輸氣管道宜停氣泄壓后再進行補板修復；SY/T 6649中規(guī)定補板不宜用于管道設計壓力高于6.4 MPa或管材鋼級高于X60的管道。

（4） B型套筒：GB/T 36701要求套筒長度不小于150 mm，且套筒末端距離缺陷外側邊界不小于50 mm；SY/T 6649中規(guī)定套筒長度不宜低于102 mm，且套筒至少從缺陷的兩邊各自延伸出去51 mm，B型套筒末端角焊縫和管道原油環(huán)焊縫的距離不小于管道外徑，且不小于150 mm。

（5）GB/T 36701對于裂紋深度≥0.4 t、焊縫損傷或外腐蝕以及凹陷缺陷的修復，相比SY/T 6649要相對寬松。

5 結論

SY/T 6649是由油氣管道技術和工程人員結合多年修復經驗及修復技術研究成果，并借鑒了國內外先進標準推薦做法編制完成的，提煉出關鍵結論性解讀論述如下：

（1）SY/T 6649根據多年油氣管道管體缺陷修復經驗，將常見管體缺陷分為金屬損失、裂紋、變形、焊縫缺陷等四大類型，便于修復方案編制人員參考執(zhí)行。

（2）SY/T 6649首次明確了管體缺陷修復應根據管道完整性評價結果執(zhí)行。要求修復方案編制過程中應綜合考慮缺陷類型、程度、分布地域等信息，已得出缺陷分級、修復優(yōu)先順序、建議修復方式等結論。

（3）考慮到管道焊接修復過程降壓難以達到標準要求，結合油氣管道在役焊接特點，SY/T 6649在“一般要求”項目中增加了管道允許帶壓施焊的最高壓力。

（4）SY/T 6649對于未覆蓋到的管體新型修復技術，提出了采用爆破試驗、彎曲試驗、疲勞試驗、蠕變試驗、軸向拉伸等試驗方法驗證新型修復技術的可靠性，對管道運營企業(yè)判斷修復技術的可靠性提供了理論指導。

（5） 與GB/T36701相比，SY/T6649作為行業(yè)標準指導長輸高壓油氣管道管體缺陷修復施工，對修復技術的適用范圍及條件更為傾向于保守和嚴格。

6 發(fā)展趨勢展望

（1）大口徑、高鋼級管道在線不停輸修復技術。高鋼級管道管材制備工藝復雜，材料晶粒及二相分布均勻，故具有高韌性和高強度特點。高鋼級管道管材屈服強度高，多數非焊接修復技術因力學性能、與管體附著力等因素，難以滿足修復要求。但選用焊接為主的修復技術修復時，應重點考慮焊材與套筒、管材之間的匹配關系，大壁厚套筒殘余應力如何減緩。目前，長輸管道口徑由OD720增加至OD1422，對修復技術的配套施工機具、安裝精確度、施工質量等要求更為嚴格，因此，開展大口徑、高鋼級管道在線修復技術研究，對于我國高鋼級管道安全運行有著重要的現(xiàn)實意義。

（2）修復效果評價。目前，油氣管道管體缺陷修復技術種類繁多、良莠不齊，國內無專業(yè)機構綜合評價修復質量與效果。根據PRCI及ISO等組織頒布標準的研究成果，管體修復技術評價手段至少應包括爆破試驗、牽拉試驗、4點彎曲測試、材料老化測試、疲勞測試等，綜合考察修復技術的抗軸向應力、抗彎曲應力、抗應力疲勞、材料老化等性能，以評價其修復效果。尤其對于高鋼級、大口徑管道（X65、OD1016及以上）修復技術，其可靠性評價尚處于空白階段。

（3）開展修復可靠性研究。隨著管道行業(yè)的快速發(fā)展，高溫、高壓、低溫以及復雜環(huán)境下等多種類型管道將面臨修復問題，復合材料修復作為一種新型修復技術，與傳統(tǒng)修復技術相比具有無需焊接、材料比強度高、可設計性強、修復時間短等優(yōu)點。但復合材料修復技術在我國的發(fā)展整體仍處于起步階段，在管道壓力波動、溫度波動、土壤剪切、彎曲應力等條件下的長效性尚未開展相關研究[7]，這也制約了該項技術的進一步推廣使用。