長慶至呼和浩特原油管道維修工藝

楊建中，蔣慶梅

(中國石油天然氣管道工程有限公司，河北 廊坊 065000)

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長慶至呼和浩特原油管道維修工藝

楊建中，蔣慶梅

(中國石油天然氣管道工程有限公司，河北 廊坊 065000)

根據長慶至呼和浩特(長呼)原油管道內檢測報告，分析了管道缺陷類型和管道缺陷形成的原因，介紹了常用管體缺陷修復方式。針對長呼原油管道的特點，當腐蝕處的打磨深度小于12.5%，且無應力集中或金相異常現象時，不進行額外處理，當管道腐蝕處的打磨深度不小于12.5%，或腐蝕損失位于焊縫處時，需采用B型套筒進行修復。對比分析了常用的防腐補口、保溫層和外防護層修復方式。長呼原油管道防腐補口采用防水型高溫型粘彈體防腐膠帶+雙層聚乙烯冷纏帶的修復方式，保溫層采用現場聚氨酯發泡的修復方式，外護層采用防水型高溫型粘彈體防腐膠帶+壓敏膠型熱收縮帶的修復方式。另外，還提出了管體缺陷修復工藝、防腐保溫層修復工藝和外防護層修復工藝的技術要求和施工注意要點。

長呼原油管道 缺陷 防腐層 保溫層 防護層 修復

長慶至呼和浩特(長呼)原油管道全長563 km，管徑457 mm，設計輸量5 Mt/a，是“十二五”能源管網規劃重點工程，也是國內第一條長距離保溫管道。長呼原油管道自2012年10月投產運行以來，為保障呼和浩特石化原油供應，促進區域經濟快速發展做出了巨大貢獻。隨著國內管道完整性管理工作的推進，為保證管道的安全穩定運行，2015年9月管道運行方委托檢測單位對長呼管線部分管段進行了內檢測。在該次檢測的120 km管段中共檢測出缺陷260處，管道缺陷集中分布于焊縫補口位置附近，缺陷最大深度接近管壁的50%。為防止缺陷進一步發展，保障管道的安全穩定運行，需分析缺陷產生的原因，并對現有缺陷進行有效的維修。

1 缺陷類型和形成原因

1.1 防腐和保溫特點

長呼原油管道為埋地保溫管道，其防腐保溫層結構為：熔結環氧粉末防腐層(厚度0.4 mm)+聚氨酯泡沫塑料保溫層(厚度40 mm)+聚乙烯防護層(最小厚度為6.0 mm)。管道防腐保溫采用管中管生產工藝，在管道防腐保溫廠預制。熱煨彎管、冷彎彎管防腐保溫采用與直管段相同的防腐保溫結構，外護管采用塑料焊接，在防腐保溫廠預制。防腐保溫管管端加封防水帽。埋地管道現場補口推薦的防腐層為無溶劑環氧涂層(300 μm)+輻射交聯聚乙烯熱收縮帶(高溫型)，保溫層采用聚氨酯現場發泡，防護層采用輻射交聯聚乙烯熱收縮帶。

1.2 缺陷主要類型和形成原因

內檢測報告和開挖驗證結果顯示，檢測段管道共有金屬損失缺陷260處。一類缺陷96處，二類缺陷164處(一類：缺陷呈片狀及環向帶狀分布，或單個腐蝕深度超過壁厚20%，或單個缺陷呈環向帶狀；二類：缺陷一定程度聚集但形態不規則，或單個缺陷環向較長)。管道缺陷多見于管道環形焊縫附近管體，即補口位置，缺陷類型主要為外腐蝕。此外，還有一些劃痕缺陷出現在保溫層端口位置。鋼管保溫層及防水帽實物見圖1。

分析以上缺陷分布情況，外腐蝕缺陷出現原因主要為補口失效，在地下水豐富的位置，水流穿過保溫層補口，并通過防腐層損傷部位與金屬管道接觸。由于保溫管道不易設置有效的陰極保護措施，金屬管道與活動水接觸部分隨時間推移被逐步腐蝕。另外，防水帽的失效也會使活動水進入管體防腐層和補口防腐層交界處而導致管體腐蝕。劃痕出現的原因主要為加工缺陷，從開挖結果來看，劃痕多見于管道保溫層端口位置，因保溫層薄厚不均，或切割深度不一致而導致管體受損。

圖1 鋼管保溫層和防水帽

2 管體缺陷修復工藝

2.1 管體缺陷補強方式的選擇

管體缺陷常用修復技術包括：打磨、堆焊、補板、A型套筒、B型套筒、環氧鋼套筒、復合材料、機械夾具以及換管[1-2]。

(1)對于管體腐蝕深度小于0.8倍名義壁厚的腐蝕，可以采用堆焊永久恢復。但長呼原油管道材質為X60，不推薦使用堆焊修復。

(2)對于管體腐蝕、點腐蝕，可以采用補板永久修復。但長呼管道材質為X60，不推薦采用補板修復。

(3)對于管體腐蝕深度小于0.8倍名義壁厚的腐蝕，可以采用A型套筒修復。但A型套筒不能用于修復泄漏，并且難以對套筒和管體之間形成的環形區域進行陰極保護，存在潛在腐蝕問題。

(4)對于管體腐蝕、點腐蝕、焊縫損傷或腐蝕，都可以采用B型套筒修復，適用于長呼原油管道的缺陷修復。

(5)對于管體腐蝕、點腐蝕，可以采用環氧鋼套筒永久修復。環氧鋼套筒的鋼殼采用比待修復鋼管直徑大30 mm的鋼管，會造成套筒處保溫層的厚度不足，不推薦采用環氧鋼套筒修復。

(6)機械夾具用于管道發生泄漏時的搶險使用，不適用于長呼原油管道的長久修復使用。

(7)當連續修復較長距離的管道，或管道存在包括材質在內的多個問題時，換管修復是唯一的選擇。長呼原油管道需要補強的位置是個別的補口位置，不推薦采用換管修復。

(8)對于管體腐蝕深度小于0.8倍名義壁厚、焊縫損傷或腐蝕，可以采用復合材料修復。復合材料修復的工藝需要滿足國際標準ISO 24817或ASME-PCC2的要求，并且相關試驗的結果數據需取得國際或國內權威認證機構正式頒發的認證報告，不推薦采用復合材料修復。

綜上所述，長呼原油管道管體缺陷補強推薦采用打磨和B型套筒兩種方式。

2.2 管體缺陷補強工藝

針對長呼原油管道補口處不同的缺陷程度制定補強方案如下：

(1)管體腐蝕處打磨后實測打磨深度小于12.5%名義壁厚(對應6.4，7.1和7.9 mm壁厚，深度值為0.8，0.887 5和0.987 5 mm)時，采用磁粉對打磨處進行探傷，探傷結果表明管道的應力集中或金相異常現象已完全消失時，可以不進行額外處理，直接進行防腐保溫，否則，需要采用B型套筒進行修復。

(2)管體腐蝕缺陷處打磨后實測打磨深度不小于12.5%名義壁厚時，全部采用B型套筒進行修復。

(3)若同一焊口處存在多處腐蝕，打磨深度以最深處為準。

(4)焊縫損傷或腐蝕，全部采用B型套筒進行修復[3-4]。

(5)當采用B型套筒進行修復時，應考慮將附近其他腐蝕缺陷合并修復[5]。

對于B型套筒焊接修復，套筒的加工技術要求按表1執行，施工技術要求按表2執行。

表1 管道修復用B型套筒的加工技術要求

表2 管道修復用B型套筒的施工技術要求

注：Ph為發現異常之前60 d內最大運行壓力；SMYS為規定的最小屈服強度。

3 防腐保溫層修復工藝

3.1 焊口部位表面處理

根據相關標準規定和實際的工程檢測經驗，鋼質管道表面處理，應首選噴(拋)砂處理方式，表面處理需至少達到GB/T 8923.1規定的Sa2.5級，在難以噴砂除銹時可采用手工電動除銹，需達到GB/T 8923.1規定的St3級；同時在表面處理后，應用清潔、干凈、無油的壓縮空氣將管體表面的砂粒、塵埃、鐵粉等清除干凈，清潔度等級應達到GB/T 18570.3規定的2級。

3.2 防腐層修復

防腐層修復用材料的選擇至少應考慮原防腐層材料的失效原因，與管道原防腐層材料及等級的匹配性，野外施工的簡便性，與埋設環境及運行條件的適應性，對人員及環境無毒害等要素。埋地鋼質管道為FBE(熔結環氧)外防腐層時，補口修復可用的材料主要有：FBE粉末、無溶劑環氧液態涂料、粘彈體防腐膠帶、聚乙烯冷纏帶、交聯輻射聚乙烯熱收縮帶等[6]。

FBE粉末與原保溫管道防腐層結構最吻合，但FBE粉末需采用靜電熱熔施工，管道需加熱到220 ℃左右，在如此高溫情況下，將會損壞聚氨酯泡沫保溫層，原有的防腐密封完好的防水帽也會在此高溫下失粘或翹邊。

無溶劑液態環氧涂料與FBE具有良好兼容性，是FBE防腐層補口或修補的首選，但其施工時鋼管表面需要至少Sa2.5級的噴砂除銹處理，且涂層的固化時間較長，不能即時回填，需有較長的固化養護時間。

交聯輻射聚乙烯熱收縮帶使用范圍最廣，應用最成熟，但其需要與配套環氧底漆聯合應用，才可滿足防腐要求；管體表面和防腐層搭接面有嚴格的處理要求；需要適當的加熱工具和加熱要求；施工人員的責任性要求高；主要應用于新建3LPE(3層聚乙烯)或FBE等外防腐管道的防腐補口。

聚乙烯冷纏帶成本低，施工簡單，機械性能和絕緣性能良好，但是運行溫度超過50 ℃時(該輸油管道運行溫度在20～65 ℃)，冷纏帶老化較快；現場施工不易保證其與鋼管表面的粘結力；膠帶易與管體剝離，對陰極保護電流產生屏蔽，使管道產生應力腐蝕。

粘彈體防腐膠帶外觀為膠狀黏稠物質，具有很強的可塑性和粘結力，可保持不硬化和高可塑性；不需要涂底漆，可直接與所有金屬基材、3LPE、環氧表面取得優異的粘接效果；能自我修復，冷流狀態可自動修復輕度碰撞變形缺陷；表面處理要求較低，只需去除鋼管表面松散的氧化皮，使管道表面達到St3級大大降低了除銹成本，克服了除銹處理不好、施工環境惡劣帶來粘結力差的問題；施工簡單，不需要特殊施工工具；但抗變形、抗壓、抗剪切能力較差，需要與外護保護帶配合使用。

因此長呼原油管道采用防水型粘彈體防腐膠帶+聚乙烯冷纏帶的防腐補口方式。在環焊縫及螺旋焊縫部位應預先纏繞、貼敷寬度不小于40 mm的粘彈體防腐膠帶，并用壓輥沿焊道進行輥壓，排除氣泡。粘彈體膠帶應采用對包纏繞的施工方式。粘彈體膠帶層與層之間的軸向搭接應不小于10 mm；膠帶始末端的搭接寬度應不小于50 mm，對包纏繞時環向搭接縫應錯開，與其它涂層的搭接寬度應不小于50 mm；粘彈體膠帶密封聚氨酯泡沫時，兩端的搭接長度應不小于70 mm。纏繞施工時應保持膠帶平整并具有輕柔的張力，邊纏繞邊搟/按壓粘彈體防腐膠帶，使膠帶保持平整無皺褶，搭接均勻、無氣泡，與管體表面密封良好。粘彈體膠帶貼敷聚氨酯泡沫端面施工時，應邊貼敷邊碾壓以排出空氣。

3.3 保溫層修復

3.3.1 保溫層內存積水的處理

根據現場開挖的一些補口來看，某些管段已經進水，打開防水帽后，有大流量水從保溫層與防護層之間的縫隙流出，這種出水情況一方面導致聚氨酯泡沫內部及剖面含水，另一方面導致焊口部位金屬表面和防腐層表面潮濕。為避免管道補口附近管體的腐蝕，保溫管去除防水帽后應對聚氨酯泡沫的端面進行防水密封處理。將原來流動的“活水”，變為“死水”，使水中的含氧量大幅度降低，從而降低腐蝕強度，同時，可使保溫管中的水保持恒溫，減少熱量損失，降低整個管輸的能耗。

3.3.2 聚氨酯泡沫保溫材料的安裝

長呼原油管道保溫層修復采用聚氨酯泡沫現場發泡方式進行。相對于預制保溫瓦塊捆綁方式，現場發泡所形成的補口塊與原預留的補口空間有非常完美的貼合度，發泡將最大限度的充滿整個預留的補口空間。發泡方式可對保溫層下的防腐補口層產生一定的緊固力，有助于防腐層與管體、原防腐層搭接部位的粘接，不足之處是在環境溫度不高時，需要預熱，發泡的各組分配比比例需嚴格控制。現場需要嚴格的安全防火、防污染措施。

4 管道外護層修復工藝

外護層的目的是對其下面的防腐層和保溫層提供足夠的機械保護，因此防護層應具有優異的抗變形、抗沖擊和抗剪切性能。根據GB/T 50538—2010《埋地鋼質管道防腐保溫層技術標準》的相關規定，目前可用于外護材料的有輻射交聯熱收縮補口帶/套(可分為熱熔膠型和壓敏膠型)和電熱熔套袖。輻射交聯熱收縮補口帶/套施工較簡單，現場施工工人的操作熟練度高；厚度不小于2.7 mm，有足夠的抗變形、抗沖擊性能；熱熔膠或壓敏膠與PE防腐層的粘接力強，可提供足夠的抗剪切性能和密封性能；但由于熱熔膠需要加熱熔融后才可與粘接面想成理想的粘接，加熱溫度較高，加熱要求較嚴格；而壓敏膠只需要適當的壓力即可與粘接面形成理想的粘接力，施工只需完成基材收縮即可，無需進行嚴格的加熱溫度控制。電熱熔套袖材料要求特殊，使用量少；施工工藝復雜，工人的熟練程度較低；電熔焊接完成后，需進行氣密性實驗，此實驗對檢測人員的要求高。

此外，應用于實際工程中的外護材料的還有聚乙烯冷纏帶、聚丙烯冷纏帶和PVC冷纏帶[7]，工程經驗表明，這些材料在使用1.5～2 a后均存在與底層防腐層的失粘情況；且由于土壤的應力作用外護帶均產生不同程度的起皺、下垂及剝離現象。

因此，長呼原油管道的防護層推薦采用壓敏膠型熱收縮帶，考慮到其施工點地下水位較高，為增加防水密封性，在防護層內，增加一層粘彈體防腐膠帶。粘彈體防腐帶的寬度應不小于200 mm，與管體原防護PE層搭接寬度應不小于50 mm。壓敏膠型熱收縮帶收縮后應超出底層粘彈體膠帶，并與管體原防護PE層搭接寬度不小于80 mm，并應使用固定片。

5 結 論

(1)長呼原油管道內檢測和開挖驗證的結果表明，管道缺陷多見于管道環形焊縫附近的管體，缺陷類型主要為管體外腐蝕和劃痕。腐蝕產生原因主要為補口或防水帽失效，劃痕產生原因主要為保溫層端口切割過程中對管體的損壞。

(2)結合長呼原油管道缺陷特點，并參照管道維修相關標準規范，推薦管體缺陷修復采用打磨和B型套筒兩種方式。

(3)長呼原油管道補口防腐層修復采用防水型高溫型粘彈體防腐膠帶+雙層聚乙烯冷纏帶的方式。防水型高溫型粘彈體具有很強的可塑性和粘結力，可與金屬基材緊密粘結，聚乙烯冷纏帶成本低，施工簡單，機械性能和絕緣性能良好。這種組合很好的發揮了兩種材料的優勢。

(4)采用現場發泡聚氨酯的方式對長呼原油管道保溫層進行修復，現場發泡所形成的保溫層補口塊與原保溫層端面結合緊密。

(5)采用防水型高溫型粘彈體防腐膠帶+壓敏膠型熱收縮帶對長呼原油管道補口外護層進行修復，增加防水型高溫型粘彈體防腐膠帶主要是為為增加防水密封性。

[1] 王修云,鄭巖,王金友,等.管道維修補強技術及其發展趨勢[J].城市燃氣,2006(2):20-25.

[2] 王玉梅,劉艷雙,張延萍,等.國外油氣管道修復技術[J].油氣儲運，2005，24(12):13-18.

[3] 中國石油天然氣集團公司.SY/T 1592-2013 《油氣管道管體修復技術規范》[S].北京，石油工業出版社，2013.

[4] 中國石油天然氣股份有限公司管道分公司.Q/SY GD 1033-2014 《油氣管道管體缺陷修復手冊》[S].北京，石油工業出版社，2014.

[5] The American Society of Mechanical Engineers. ASME PCC-2-2011 Repair of pressure equipment and piping [S].New York,2011.

[6] 連藝秀,馮春艷,劉文博,等.油氣管道的腐蝕與防護技術[J].油氣田地面工程，2014，33(10)：104-106.

[7] 江濤,于東升,李方圓.埋地管道外防腐層的檢測與修復[J].管道技術與設備，2013(2)：44-46.

(編輯 王維宗)

Maintenance Technologies for Chang-Hu Crude Oil Pipeline

YangJianzhong,JiangQingmei

(ChinaPetroleumPipelineEngineeringCorporation,Langfang065000，China)

The defects classification and the causes to these defects of Chang-Hu crude oil pipeline were analyzed according to the internal inspection report. The common repairing methods of defects on pipe body were introduced. As per Chang-Hu crude oil pipeline characteristics, if the polishing depth is less than 12.5% and no stress concentration or abnormal metallographic phase exists, the extra measures are not needed. If the polishing depth is greater than 12.5% or the corrosion is on the weld, B sleeve was recommended in the repair. The common repair methods for joint coating, insulating layer and outer protective layer were compared. The water-proof, high-temperature type adhesive tape+2 layer polyethylene cold wrapping tape was adopted for joint coating repair, the field polyurethane foam was adopted for insulating layer repair and the water proof, high-temperature type adhesive tape+pressure sensitive HSS was applied for external protective layer. In addition, the repair processes and precautions for the repair of the defects of pipelines, the corrosion-resistant insulation and external protection layer were presented.

Chang-Hu crude oil pipeline, defect, corrosion-resistant coating; insulating layer; protective layer, repair

2016-03-20；修改稿收到日期：2016-05-10。

楊建中(1986-)，工程師，主要從事長輸管道設計及完整性管理等研究工作。E-mail：yangjianzh@cnpc.com.cn