油氣長(zhǎng)輸管道管體缺陷及修復(fù)技術(shù)概述

李榮光，杜　娟，趙國(guó)星，張　巍，劉　軍，安　迪，張　軒.中國(guó)石油管道科技研究中心，河北廊坊 065000.秦皇島輸油氣分公司，河北秦皇島 066000.長(zhǎng)春輸油氣分公司，吉林長(zhǎng)春 0000

油氣長(zhǎng)輸管道管體缺陷及修復(fù)技術(shù)概述

李榮光1，杜娟1，趙國(guó)星1，張巍1，劉軍2，安迪3，張軒1
1.中國(guó)石油管道科技研究中心，河北廊坊 065000
2.秦皇島輸油氣分公司，河北秦皇島 066000
3.長(zhǎng)春輸油氣分公司，吉林長(zhǎng)春 130000

我國(guó)在役油氣管道總長(zhǎng)度已超過(guò)10萬(wàn)km，由于服役環(huán)境、地質(zhì)條件、雜散電流、防腐層失效、第三方破壞等原因，管道可能出現(xiàn)多種類(lèi)型的管體缺陷，給管道的正常輸送帶來(lái)了安全隱患。介紹了油氣長(zhǎng)輸管道常見(jiàn)的管體缺陷類(lèi)型：金屬損失、裂紋、變形、焊縫缺陷，以及常用的管體缺陷修復(fù)技術(shù)：補(bǔ)板、A型套筒、B型套筒、環(huán)氧鋼套筒、復(fù)合材料、機(jī)械夾具、換管。按缺陷的類(lèi)型和程度詳細(xì)闡述了適用的修復(fù)技術(shù)，并提出了相應(yīng)的修復(fù)建議。同時(shí)，對(duì)高鋼級(jí)管道在線不停輸修復(fù)技術(shù)、環(huán)氧鋼套筒修復(fù)技術(shù)和復(fù)合材料修復(fù)技術(shù)可靠性研究方面的發(fā)展趨勢(shì)進(jìn)行了分析。

長(zhǎng)輸管道；管體缺陷；缺陷修復(fù)；修復(fù)技術(shù)

目前，我國(guó)在役油氣管道總長(zhǎng)度已超過(guò)10萬(wàn)km，其中一部分管道服役逾10年，由于服役環(huán)境、地質(zhì)條件、雜散電流、防腐層失效、第三方破壞等原因，管道產(chǎn)生了大量缺陷。此外，我國(guó)在役油氣管道基本以埋地管道為主，路由地區(qū)氣候地質(zhì)條件復(fù)雜，管體缺陷修復(fù)難度大，技術(shù)要求高。為此，選用何種管道修復(fù)方式越來(lái)越受到管道運(yùn)營(yíng)方的重視。本文介紹了油氣長(zhǎng)輸管道常見(jiàn)的缺陷類(lèi)型和對(duì)應(yīng)適用的修復(fù)技術(shù)，并對(duì)我國(guó)缺陷修復(fù)技術(shù)的發(fā)展趨勢(shì)進(jìn)行了展望。

1　缺陷類(lèi)型

管體缺陷主要有金屬損失、裂紋、變形、焊縫缺陷四大類(lèi)型，根據(jù)缺陷程度和位置劃分見(jiàn)表1。

2　缺陷修復(fù)及建議

目前，國(guó)內(nèi)常見(jiàn)的缺陷修復(fù)技術(shù)有補(bǔ)焊、補(bǔ)板、A型套筒、B型套筒、環(huán)氧鋼套筒、復(fù)合材料、機(jī)械夾具、內(nèi)襯、換管等管體缺陷修復(fù)技術(shù)［1］。其中，補(bǔ)焊、補(bǔ)板、B型套筒以及換管屬于焊接修復(fù)技術(shù)，采用該類(lèi)修復(fù)技術(shù)時(shí)應(yīng)關(guān)注管道鋼材等級(jí)，如等級(jí)在X60及以上時(shí)則需要按相應(yīng)在線焊接工藝評(píng)定規(guī)定的程序進(jìn)行修復(fù)。A型套筒、環(huán)氧鋼套筒、復(fù)合材料、內(nèi)襯和機(jī)械夾具屬于非焊接修復(fù)技術(shù)，對(duì)一般環(huán)向缺陷（如環(huán)向裂紋、環(huán)焊縫缺陷）不建議使用該類(lèi)修復(fù)技術(shù)，其中內(nèi)襯修復(fù)技術(shù)適用于低壓（壓力小于4 MPa）管道缺陷修復(fù)，修復(fù)過(guò)程中需要停輸。選用復(fù)合材料進(jìn)行修復(fù)時(shí)，應(yīng)充分考慮管道服役期間的溫度波動(dòng)范圍、復(fù)合材料性能老化和樹(shù)脂固化條件等因素對(duì)修復(fù)可靠性的影響。

表1　油氣管道管體缺陷類(lèi)型及劃分

對(duì)于缺陷程度較高、缺陷軸向長(zhǎng)度較長(zhǎng)的缺陷，在開(kāi)挖修復(fù)過(guò)程中應(yīng)注意管道懸空距離，具體允許懸空長(zhǎng)度可參見(jiàn)GB/T19624《在用含缺陷壓力容器安全評(píng)定》規(guī)定。管體的不同缺陷及適用的修復(fù)技術(shù)如下。

2.1金屬損失

2.1.1缺陷程度≥0.8 t

當(dāng)油氣管道管體泄漏或管體缺陷深度≥0.8 t，可采用機(jī)械夾具進(jìn)行臨時(shí)修復(fù)或換管進(jìn)行永久修復(fù)，通常臨時(shí)修復(fù)后在2年內(nèi)需采用永久修復(fù)技術(shù)進(jìn)行更換。臨時(shí)修復(fù)可采用B型套筒、環(huán)氧鋼套筒與柔性?shī)A具組合，建議修復(fù)螺旋焊縫鋼管缺陷時(shí)B型套筒內(nèi)壁要制作凹槽，凹槽高度宜為4 mm，寬度宜為40 mm［2］，見(jiàn)圖1。

圖1　凹槽式套筒示意

有些管道運(yùn)營(yíng)單位在采用B型套筒進(jìn)行缺陷修復(fù)時(shí)，為了充分發(fā)揮套筒修復(fù)補(bǔ)強(qiáng)效果，在套筒與管體之間填充樹(shù)脂使套筒和缺陷部位能夠“無(wú)縫隙”地緊密貼合在一起，以限制缺陷超出塑性形變后繼續(xù)擴(kuò)展。但在填充樹(shù)脂過(guò)程中，要考慮焊接熱影響區(qū)導(dǎo)致部分樹(shù)脂焦化，焦化后樹(shù)脂不僅影響了管體所受應(yīng)力的傳導(dǎo)，也可能出現(xiàn)電偶腐蝕和內(nèi)腐蝕。

采用換管修復(fù)前，應(yīng)保證管道壓力已經(jīng)降到0.8倍的運(yùn)行壓力以下，缺陷管段排空，切斷位置離缺陷或泄漏處頂端至少有100 mm的距離，切除的管道長(zhǎng)度應(yīng)超過(guò)3倍管道直徑。

2.1.2缺陷程度＜0.8 t

當(dāng)缺陷程度＜0.8 t，可采用補(bǔ)焊、補(bǔ)板、A型套筒、B型套筒、環(huán)氧鋼套筒、復(fù)合材料或換管修復(fù)中的任意一種技術(shù)進(jìn)行永久修復(fù)。其中補(bǔ)焊和補(bǔ)板技術(shù)由于存在應(yīng)力集中和焊接工藝要求的限制，宜用于X52及以下等級(jí)鋼管道的修復(fù)，補(bǔ)焊修復(fù)時(shí)管道剩余壁厚應(yīng)不低于3.2 mm。

2.1.3點(diǎn)蝕深度≥0.8 t

當(dāng)點(diǎn)蝕深度≥0.8 t，可采用補(bǔ)板、B型套筒、環(huán)氧鋼套筒與柔性?shī)A具組合或換管進(jìn)行永久修復(fù)。補(bǔ)板和B型套筒修復(fù)時(shí)，管道壓力應(yīng)降低到修復(fù)工藝要求的壓力評(píng)估計(jì)算值，且不超過(guò)0.8倍的運(yùn)行壓力。

2.1.4焊縫損傷或腐蝕

油氣管道管體的焊縫存在損傷或腐蝕時(shí)，宜采用B型套筒或復(fù)合材料永久修復(fù)。采用B型套筒修復(fù)時(shí)，應(yīng)確保缺陷長(zhǎng)度小于其擴(kuò)展臨界值。采用復(fù)合材料修復(fù)時(shí)，應(yīng)重視缺陷附近的管體表面處理、修復(fù)層邊緣防護(hù)以及電偶腐蝕等影響修復(fù)質(zhì)量及長(zhǎng)效性的因素［3］。采用玻璃纖維復(fù)合材料和芳綸纖維復(fù)合材料修復(fù)時(shí)，修復(fù)層較厚時(shí)其邊緣應(yīng)采用附著力較好的膩?zhàn)悠交^(guò)渡到管體表面，減少土壤剪切力對(duì)修復(fù)區(qū)域的破壞，修復(fù)示意見(jiàn)圖2。

圖2　　復(fù)合材料修復(fù)缺陷示意

2.1.5內(nèi)部缺陷或腐蝕

當(dāng)油氣管道管體內(nèi)部存在缺陷或腐蝕時(shí)，建議采用B型套筒或換管進(jìn)行永久修復(fù)［4］。若內(nèi)部缺陷或腐蝕明確不會(huì)繼續(xù)發(fā)展后，也可采用A型套筒、環(huán)氧鋼套筒進(jìn)行修復(fù)。

2.1.6鑿槽或其他金屬損失

對(duì)于此類(lèi)缺陷，如果缺陷金屬的去除量滿足要求，當(dāng)缺陷深度≤0.125 t，可采用打磨修復(fù)。當(dāng)0.125 t＜缺陷深度≤0.4 t，打磨清理缺陷部位后，經(jīng)檢測(cè)合格，采用B型套筒永久修復(fù)；否則，采用換管修復(fù)。當(dāng)管體0.4 t＜缺陷深度＜0.8 t，打磨清理缺陷部位，檢測(cè)合格后，采用堆焊、補(bǔ)板、A型套筒、環(huán)氧鋼套筒和復(fù)合材料中的任意一種技術(shù)進(jìn)行永久修復(fù)。堆焊修復(fù)時(shí)，油氣管道剩余壁厚應(yīng)≥3.2 mm［5］。

2.2裂紋

2.2.1裂紋深度≥0.8 t

當(dāng)管體裂紋深度≥0.8 t，應(yīng)采用換管修復(fù)。

2.2.20.4 t≤管體裂紋深度＜0.8 t

當(dāng)0.4 t≤管體裂紋深度＜0.8 t，若缺陷金屬的去除量滿足要求，宜采用A型套筒、環(huán)氧鋼套筒或者B型套筒修復(fù)中的任意一種技術(shù)進(jìn)行永久修復(fù)。如果經(jīng)過(guò)斷裂力學(xué)計(jì)算，裂紋長(zhǎng)度小于裂紋擴(kuò)展臨界值，可采用B型套筒進(jìn)行永久修復(fù)。環(huán)向裂紋不宜采用A型套筒、環(huán)氧鋼套筒和復(fù)合材料修復(fù)技術(shù)進(jìn)行修復(fù)。

2.2.3裂紋深度＜0.4 t

當(dāng)管體裂紋深度＜0.4 t，如果缺陷金屬的去除量滿足要求，可采用打磨、堆焊、A型套筒、環(huán)氧鋼套筒或復(fù)合材料修復(fù)中的任意一種技術(shù)進(jìn)行永久修復(fù)。如果裂紋長(zhǎng)度小于裂紋擴(kuò)展臨界值（該擴(kuò)展值要經(jīng)過(guò)斷裂力學(xué)計(jì)算獲得），可采用B型套筒進(jìn)行永久修復(fù)。

2.2.4氫致裂紋

當(dāng)油氣管道的管體存在氫致裂紋缺陷時(shí)，可采用補(bǔ)板、A型套筒、環(huán)氧鋼套筒或B型套筒進(jìn)行永久修復(fù)。

2.3變形

2.3.1凹坑深度≥6%D

當(dāng)管體凹坑深度≥6%D，可能導(dǎo)致清管器和內(nèi)檢測(cè)器無(wú)法安全通過(guò)，應(yīng)采用換管進(jìn)行永久修復(fù)；若無(wú)法換管時(shí)，可采用B型套筒或環(huán)氧鋼套筒臨時(shí)修復(fù)。

2.3.2凹坑深度＜6%D

當(dāng)管體凹坑深度在（4%～6%）D之間且不含有應(yīng)力集中的平滑凹坑時(shí)，則不需修復(fù)，但應(yīng)重點(diǎn)監(jiān)視缺陷的變化情況，在條件允許時(shí)安排修復(fù)。當(dāng)凹坑深度＜4%D且不存在應(yīng)力集中、開(kāi)裂、金屬損失等情況時(shí)不需要進(jìn)行修復(fù)。

當(dāng)管體凹坑深度＜6%D，并伴有金屬損失、開(kāi)裂或應(yīng)力集中，應(yīng)采用B型套筒或換管進(jìn)行永久修復(fù)。若打磨尺寸滿足規(guī)范要求，且裂紋深度≤0.4 t，采用打磨消除裂紋，檢測(cè)合格后經(jīng)樹(shù)脂填充固化，采用A型套筒、環(huán)氧鋼套筒或復(fù)合材料進(jìn)行永久修復(fù)。應(yīng)使用熱膨脹系數(shù)與管體接近的填充樹(shù)脂進(jìn)行填充［6］。

2.3.3環(huán)焊縫附近有應(yīng)力集中凹坑

當(dāng)管道環(huán)焊縫附近有應(yīng)力集中凹坑時(shí)，應(yīng)采用B型套筒或換管進(jìn)行永久修復(fù)。若打磨尺寸能滿足規(guī)范要求，可采用打磨修復(fù)。

2.3.4皺彎、彎曲缺陷

當(dāng)管體產(chǎn)生皺彎、彎曲缺陷時(shí)，若形變不大，可采用B型套筒或環(huán)氧鋼套筒進(jìn)行永久修復(fù)，修復(fù)套筒的形狀、尺寸應(yīng)與管道相符。若管體形變較大應(yīng)采用換管進(jìn)行修復(fù)。

2.4焊縫缺陷

2.4.1體積型缺陷

當(dāng)油氣管道的焊縫缺陷為體積型缺陷時(shí)，應(yīng)采用B型套筒或換管進(jìn)行永久修復(fù)。若缺陷金屬的去除量滿足要求，且當(dāng)缺陷深度≤0.125 t，可采用打磨修復(fù)。若0.125 t＜缺陷深度＜0.4 t，打磨去除缺陷金屬，檢測(cè)合格后，采用A型套筒、環(huán)氧鋼套筒、B型套筒或復(fù)合材料進(jìn)行永久修復(fù)。

2.4.2線缺陷

當(dāng)油氣管道的焊縫缺陷為線缺陷時(shí)，可采用換管修復(fù)。若缺陷金屬的去除量滿足要求，可采用打磨修復(fù)。如果焊縫缺陷深度＜0.8 t，打磨去除缺陷金屬，檢測(cè)合格后，采用A型套筒、B型套筒、環(huán)氧鋼套筒或復(fù)合材料進(jìn)行永久修復(fù)。如果缺陷長(zhǎng)度小于其擴(kuò)展臨界值，可采用B型套筒永久修復(fù)。

2.4.3電阻焊焊縫缺陷

當(dāng)管體缺陷長(zhǎng)度小于其擴(kuò)展臨界值，可采用B型套筒永久修復(fù)，反之采用換管進(jìn)行修復(fù)。

2.4.4電弧燒傷、夾渣

當(dāng)管體油氣管道的管體存在電弧燒傷、夾渣時(shí)，可采用A型套筒、B型套筒、環(huán)氧鋼套筒或換管進(jìn)行永久修復(fù)；如果缺陷金屬的去除量滿足要求，可采用打磨修復(fù)。當(dāng)管體缺陷深度＜0.4 t，打磨清理缺陷部位，檢測(cè)合格后，可采用堆焊或復(fù)合材料進(jìn)行永久修復(fù)。當(dāng)0.4 t＜缺陷深度＜0.8 t，應(yīng)采用B型套筒或換管進(jìn)行修復(fù)。當(dāng)管體缺陷深度＞0.8 t，則需要換管。

2.4.5環(huán)焊縫缺陷

當(dāng)油氣管道的環(huán)焊縫表面淺裂紋、氣孔、夾渣等表層缺陷深度≤12.5%t時(shí)，可采用打磨修復(fù)；當(dāng)環(huán)焊縫缺陷＞12.5%t時(shí)，應(yīng)采用B型套筒進(jìn)行永久性修復(fù)。

3　發(fā)展趨勢(shì)展望

3.1高鋼級(jí)管道在線不停輸修復(fù)技術(shù)

高鋼級(jí)管道因管材制備工藝復(fù)雜，材料晶粒及二相分布均勻，故具有高韌性和高強(qiáng)度。高鋼級(jí)管道管材屈服強(qiáng)度高，多數(shù)非焊接修復(fù)技術(shù)難以滿足修復(fù)要求。但選用焊接為主的修復(fù)技術(shù)修復(fù)時(shí)，焊接熱影響區(qū)的管材晶粒和組織狀態(tài)將不可避免地發(fā)生變化，可能導(dǎo)致管材性能降低。因此，開(kāi)展高鋼級(jí)管道在線不停輸修復(fù)技術(shù)研究對(duì)于我國(guó)高鋼級(jí)管道安全、穩(wěn)定運(yùn)行有著十分重要的現(xiàn)實(shí)意義。

3.2環(huán)氧鋼套筒修復(fù)技術(shù)

環(huán)氧鋼套筒修復(fù)技術(shù)作為一種免焊修復(fù)技術(shù)，具有可修復(fù)多種缺陷類(lèi)型、適用范圍廣等特點(diǎn)。但該技術(shù)在高寒地區(qū)及天然氣管道缺陷修復(fù)中使用時(shí)，常溫固化型填充樹(shù)脂存在低溫固化周期長(zhǎng)、強(qiáng)度低、固化后熱膨脹系數(shù)與管材匹配性差等問(wèn)題。建議從事管道修復(fù)的企業(yè)及科研單位進(jìn)一步開(kāi)展相關(guān)研究工作，以進(jìn)一步完善環(huán)氧鋼套筒修復(fù)技術(shù)。

3.3復(fù)合材料修復(fù)技術(shù)可靠性研究

復(fù)合材料修復(fù)技術(shù)作為一種新型修復(fù)技術(shù)，與傳統(tǒng)修復(fù)技術(shù)相比具有無(wú)需焊接、材料比強(qiáng)度高、可設(shè)計(jì)性強(qiáng)、修復(fù)時(shí)間短等優(yōu)點(diǎn)。但復(fù)合材料修復(fù)技術(shù)在我國(guó)的發(fā)展整體仍處于起步階段，在管道壓力波動(dòng)、溫度波動(dòng)、土壤剪切、彎曲應(yīng)力等條件下的長(zhǎng)效性［7］尚未開(kāi)展相關(guān)研究，因而制約了該項(xiàng)技術(shù)的進(jìn)一步推廣使用，需深入開(kāi)展相關(guān)研究工作。

［1］Q/SYGD 1033-2014，油氣管道管體缺陷修復(fù)手冊(cè)［S］.

［2］李榮光.B型全封閉鋼質(zhì)套筒修復(fù)技術(shù)改進(jìn)［J］.油氣儲(chǔ)運(yùn)，2010，29（10）：755-758.

［3］王修云，鄭巖，王金友，等.碳纖維復(fù)合材料焊縫補(bǔ)強(qiáng)技術(shù)研究［J］.油氣儲(chǔ)運(yùn)，2005，24（S1）：133-137.

［4］ASME PCC-2-2011，壓力設(shè)備和管道的維修［S］.

［5］Q/SYGD 0192-2009，油氣鋼質(zhì)管道管體缺陷修復(fù)規(guī)范［S］.

［6］李榮光.管道缺陷碳纖維修復(fù)技術(shù)樹(shù)脂體系的改進(jìn)試驗(yàn)［J］.油氣儲(chǔ)運(yùn)，2009，28（8）：48-51.

［7］趙渠森.先進(jìn)復(fù)合材料手冊(cè)［M］.北京：機(jī)械工業(yè)出版社，2003.

Overview ofL ong Distance Oil/Gas Pipeline Defects and Repair Technology

LIRongguang1，DU Juan1，ZHAO Guoxing1，ZHANG Wei1，LIU Jun2，AN Di3，ZHANG Xuan1
1.PetroChina Pipeline R&D Center，Langfang 065000，China
2.Qinhuangdao Oil&Gas Transportation Sub-company，Qinhuangdao 066000，China
3.Changchun Oil&Gas Transportation Sub-company，Changchun 130000，China

The total length of oil and gas pipelines is more than 10×104km in China.Because of the service environment，geological conditions，stray current，coating failure，third party damage and other reasons，various types of defects of pipe body may appear and bring hidden dangers to transportation pipeline.This paper introduces the pipe body common defects（metal loss，crack，deformation and weld defect） and pipe body repair techniques（patching，adopting sleeves of A type，B type or epoxy steel，using composite materials and mechanical clamp，and replacing pipe）.The repair techniques are described in detail according to the types and degrees of defects.And the relevant suggestions are put forward.Meanwhile，the development trend of researches on non-stop transmission repair technology for high grade steel pipeline，epoxy steelsleeve repair technology and composite materials repair technology reliability are analyzed.

long distance pipeline；pipe body defect；defect repair；repair technology

10.3969/j.issn.1001-2206.2016.01.003

李榮光（1980-），男，黑龍江鶴崗人，高級(jí)工程師，2005年畢業(yè)于北京航天航空大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專(zhuān)業(yè)，碩士，現(xiàn)從事管道防腐材料、管體修復(fù)技術(shù)方面的研究工作。Email：rgli@petrochina.com.cn

2015-04-10；

2015-10-10