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(shè)項(xiàng)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(dá)到管道設(shè)計(jì)年限的1/3～1/2。由于服役環(huán)境、地質(zhì)條件、雜散電流、施工缺陷、第三方人為破壞等原因，經(jīng)內(nèi)/外檢測發(fā)現(xiàn)大量管道需要進(jìn)行缺陷修復(fù)。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(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)方式越來越受到管道運(yùn)營方的重視。SY/T 6649—2018《油氣管道管體缺陷修復(fù)技術(shù)規(guī)范》結(jié)合近年油氣管道管體缺陷修復(fù)技術(shù)研究成果，借鑒國內(nèi)外先進(jìn)標(biāo)準(zhǔn)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(chǔ)上進(jìn)行修改完善，規(guī)定了油氣管道管體缺陷修復(fù)技術(shù)的選擇、修復(fù)要點(diǎn)及施工流程等技術(shù)要求。本文介紹了油氣長輸管道常見的缺陷類型和對應(yīng)適用的修復(fù)技術(shù)，并對管道缺陷修復(fù)技術(shù)的發(fā)展趨勢進(jìn)行了分析。

1 管體缺陷修復(fù)基本原則

（1）適用范圍：該標(biāo)準(zhǔn)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(fù)工作，不適用于管道搶修作業(yè)。海底（水下）管道修復(fù)因其修復(fù)環(huán)境與陸上管道差異較大，可參考執(zhí)行。

（2）修復(fù)依據(jù)：油氣管道管體缺陷修復(fù)依據(jù)是管道完整性評價(jià)結(jié)果。評價(jià)結(jié)果根據(jù)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(fù)優(yōu)先順序、建議修復(fù)方式等結(jié)論。

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

（4）修復(fù)技術(shù)要求：SY/T 6649中提出，任何修復(fù)技術(shù)在修復(fù)缺陷時(shí)應(yīng)通過5個(gè)方面的驗(yàn)證：其一，缺陷位置的承壓、抗拉伸以及抗彎曲性能的恢復(fù)；其二，長期應(yīng)力-斷裂強(qiáng)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(yàn)證，覆蓋了在役管道缺陷修復(fù)后承受內(nèi)壓、局部彎曲應(yīng)力、軸向拉應(yīng)力、壓力波動以及材料老化等條件，對新研發(fā)的修復(fù)技術(shù)可靠性驗(yàn)證方面起到指導(dǎo)作用。缺陷管道服役過程中承受的應(yīng)力見圖1。

圖1 缺陷管道承受的應(yīng)力示意

（5）降壓：SY/T 6649中提出，修復(fù)缺陷過程中，管道操作壓力不應(yīng)高于修復(fù)技術(shù)要求的施工操作壓力。對于非焊接修復(fù)技術(shù)，其施工操作壓力不應(yīng)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(qiáng)度。其中，管道由于施工操作壓力產(chǎn)生的環(huán)向拉伸應(yīng)力計(jì)算公式如下：

式中：σ為內(nèi)壓造成的管道拉伸強(qiáng)度，MPa；P為施工操作壓力，MPa；D為管道外徑，mm；tn為管道設(shè)計(jì)壁厚，mm。

對于采用焊接修復(fù)技術(shù)修復(fù)原油管道時(shí)，其修復(fù)處的管道內(nèi)壓不應(yīng)超過0.5倍的最大允許工作壓力，且原油充滿管道。在運(yùn)行的天然氣或成品油管道上焊接時(shí)，其修復(fù)處的管道內(nèi)壓不應(yīng)超過0.4倍的最大允許操作壓力，且輸送介質(zhì)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(dāng)壓力無法降至上述要求時(shí)，管道允許的帶壓施焊的最高壓力值應(yīng)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(shí)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(shù)，按表2取值。

表1 修正量c

表2 安全系數(shù)F

實(shí)際操作過程中，因管道焊接位置壁厚通常為管道設(shè)計(jì)壁厚，經(jīng)計(jì)算管道允許帶壓施焊的壓力要遠(yuǎn)大于規(guī)定值，這也給難以按標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定降低管輸壓力的管道管體修復(fù)提供了參考。需要指出的是，國內(nèi)外大量管道修復(fù)技術(shù)驗(yàn)證試驗(yàn)表明，管體缺陷修復(fù)質(zhì)量與修復(fù)過程降壓幅度有關(guān)聯(lián)性，即降壓有利于修復(fù)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(jù)缺陷程度和位置進(jìn)行細(xì)分（見表3）。

表3 油氣管道管體缺陷類型及劃分

3 缺陷修復(fù)

長輸管道常見的修復(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、換管等缺陷修復(fù)技術(shù)。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)，采用該類修復(fù)技術(shù)時(shí)應(yīng)關(guān)注管道鋼材等級。如果鋼材等級在X60及以上時(shí)，則需要按相應(yīng)在線焊接工藝評定規(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)，該類修復(fù)技術(shù)的環(huán)向應(yīng)力增強(qiáng)效果較好，抗軸向應(yīng)力主要依靠高分子材料與管體之間的剪切強(qiáng)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(yīng)力影響）以及可能繼續(xù)發(fā)展的內(nèi)部缺陷，不推薦使用該類修復(fù)技術(shù)。選用復(fù)合材料進(jìn)行修復(fù)時(shí)，還應(yīng)充分考慮管道服役期間的溫度波動范圍、復(fù)合材料老化造成力學(xué)性能下降和樹脂固化條件等因素對修復(fù)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(shí)，可采用堆焊、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)。當(dāng)缺陷程度≥0.8 t時(shí)，可采用補(bǔ)板、B型套筒或換管進(jìn)行永久修復(fù)。內(nèi)部存在缺陷或腐蝕時(shí)，應(yīng)采用B型套筒永久修復(fù)，若內(nèi)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(jìn)行永久修復(fù)。采用B型套筒修復(fù)時(shí)，套筒至少從缺陷的兩邊各自延伸出去51 mm，套筒的側(cè)焊縫和末端角焊縫應(yīng)全焊透，相鄰套筒的末端角焊縫距離不應(yīng)小于0.5D。

3.2 裂紋類

管道裂紋類缺陷由于不易檢出、擴(kuò)展速度快等特點(diǎn)，其存在將嚴(yán)重威脅管道的安全運(yùn)行。為此，SY/T 6649對于裂紋類缺陷修復(fù)相比其他標(biāo)準(zhǔn)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(fù)合材料修復(fù)中的任意一種技術(shù)，進(jìn)行永久修復(fù)。如果裂紋為內(nèi)部裂紋且長度小于裂紋擴(kuò)展臨界值（該擴(kuò)展值要經(jīng)過斷裂力學(xué)計(jì)算獲得），可采用B型套筒永久修復(fù)，否則應(yīng)采用換管修復(fù)。油氣管道的管體裂紋深度≥0.4 t時(shí)，宜采用換管修復(fù)。如果裂紋長度小于裂紋擴(kuò)展臨界值，且經(jīng)過止裂處理，可采用B型套筒永久修復(fù)。當(dāng)油氣管道裂紋深度≥0.8 t時(shí)，應(yīng)采用換管修復(fù)。

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(fù)。根據(jù)多年管道運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)和爆破等驗(yàn)證試驗(yàn)結(jié)果，無應(yīng)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(nèi)檢測器的通過。為此，SY/T 6649規(guī)定當(dāng)管體凹陷深度≥6%D，應(yīng)采用換管永久修復(fù)，經(jīng)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(yīng)力集中的凹陷時(shí)，無論凹陷程度多少，應(yīng)采用B型套筒或換管進(jìn)行永久修復(fù)。對于褶皺缺陷，經(jīng)過完整性評價(jià)后，可采用B型套筒、環(huán)氧鋼套筒或換管進(jìn)行永久修復(fù)，修復(fù)用套筒形狀、尺寸應(yīng)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(nèi)有氣孔、夾渣、未焊透等缺陷且深度＜0.8 t時(shí)，應(yīng)采用B型套筒進(jìn)行永久性修復(fù)；缺陷深度≥0.8 t時(shí)，應(yīng)進(jìn)行換管修復(fù)。這部分規(guī)定相比其他標(biāo)準(zhǔn)更為嚴(yán)格。

3.5 修復(fù)作業(yè)

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

圖2 管體缺陷修復(fù)作業(yè)流程

對SY/T 6649在修復(fù)流程中的部分特殊規(guī)定進(jìn)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(xì)化了開挖懸空長度要求。

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

（3）非焊接修復(fù)技術(shù)施工完成后需要對該位置進(jìn)行標(biāo)記，以便于內(nèi)檢測時(shí)對修復(fù)點(diǎn)進(jìn)行識別。

（4）分別對焊接修復(fù)和非焊接修復(fù)施工后修復(fù)現(xiàn)場質(zhì)量檢測進(jìn)行詳細(xì)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(fù)，明確不包含目前國內(nèi)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(fù)：GB/T 36701對于打磨技術(shù)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(shí)，打磨深度的最大值可以達(dá)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(yán)格。

（3）補(bǔ)板修復(fù)：GB/T 36701規(guī)定了L360/X52及以上鋼級的管材，不宜采用補(bǔ)板的方法進(jìn)行缺陷修復(fù)；輸氣管道宜停氣泄壓后再進(jìn)行補(bǔ)板修復(fù)；SY/T 6649中規(guī)定補(bǔ)板不宜用于管道設(shè)計(jì)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(cè)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(fù)，相比SY/T 6649要相對寬松。

5 結(jié)論

SY/T 6649是由油氣管道技術(shù)和工程人員結(jié)合多年修復(fù)經(jīng)驗(yàn)及修復(fù)技術(shù)研究成果，并借鑒了國內(nèi)外先進(jìn)標(biāo)準(zhǔn)推薦做法編制完成的，提煉出關(guān)鍵結(jié)論性解讀論述如下：

（1）SY/T 6649根據(jù)多年油氣管道管體缺陷修復(fù)經(jīng)驗(yàn)，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(fù)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(fù)應(yīng)根據(jù)管道完整性評價(jià)結(jié)果執(zhí)行。要求修復(fù)方案編制過程中應(yīng)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(fù)優(yōu)先順序、建議修復(fù)方式等結(jié)論。

（3）考慮到管道焊接修復(fù)過程降壓難以達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求，結(jié)合油氣管道在役焊接特點(diǎn)，SY/T 6649在“一般要求”項(xiàng)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(fù)技術(shù)，提出了采用爆破試驗(yàn)、彎曲試驗(yàn)、疲勞試驗(yàn)、蠕變試驗(yàn)、軸向拉伸等試驗(yàn)方法驗(yàn)證新型修復(fù)技術(shù)的可靠性，對管道運(yùn)營企業(yè)判斷修復(fù)技術(shù)的可靠性提供了理論指導(dǎo)。

（5） 與GB/T36701相比，SY/T6649作為行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)指導(dǎo)長輸高壓油氣管道管體缺陷修復(fù)施工，對修復(fù)技術(shù)的適用范圍及條件更為傾向于保守和嚴(yán)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(fù)技術(shù)。高鋼級管道管材制備工藝復(fù)雜，材料晶粒及二相分布均勻，故具有高韌性和高強(qiáng)度特點(diǎn)。高鋼級管道管材屈服強(qiáng)度高，多數(shù)非焊接修復(fù)技術(shù)因力學(xué)性能、與管體附著力等因素，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)，應(yīng)重點(diǎn)考慮焊材與套筒、管材之間的匹配關(guān)系，大壁厚套筒殘余應(yīng)力如何減緩。目前，長輸管道口徑由OD720增加至OD1422，對修復(fù)技術(shù)的配套施工機(jī)具、安裝精確度、施工質(zhì)量等要求更為嚴(yán)格，因此，開展大口徑、高鋼級管道在線修復(fù)技術(shù)研究，對于我國高鋼級管道安全運(yùn)行有著重要的現(xiàn)實(shí)意義。

（2）修復(fù)效果評價(jià)。目前，油氣管道管體缺陷修復(fù)技術(shù)種類繁多、良莠不齊，國內(nèi)無專業(yè)機(jī)構(gòu)綜合評價(jià)修復(fù)質(zhì)量與效果。根據(jù)PRCI及ISO等組織頒布標(biāo)準(zhǔn)的研究成果，管體修復(fù)技術(shù)評價(jià)手段至少應(yīng)包括爆破試驗(yàn)、牽拉試驗(yàn)、4點(diǎn)彎曲測試、材料老化測試、疲勞測試等，綜合考察修復(fù)技術(shù)的抗軸向應(yīng)力、抗彎曲應(yīng)力、抗應(yīng)力疲勞、材料老化等性能，以評價(jià)其修復(fù)效果。尤其對于高鋼級、大口徑管道（X65、OD1016及以上）修復(fù)技術(shù)，其可靠性評價(jià)尚處于空白階段。

（3）開展修復(fù)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(fù)雜環(huán)境下等多種類型管道將面臨修復(fù)問題，復(fù)合材料修復(fù)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(yīng)力等條件下的長效性尚未開展相關(guān)研究[7]，這也制約了該項(xiàng)技術(shù)的進(jìn)一步推廣使用。