1、发行版本： A修 改 码： 0文件编码： XN/CX-06管道修复程序页 码： 第 1 页 共 14 页西南油气田分公司完整性管理程序文件 11 目的为了有利于修复在役管道的不可接受的缺陷，建立管道修复基础档案，经济合理的制定维修方案，保证管道的安全运行、消除管道事故的发生，制定本程序。2 适用范围本程序规定了修复任务工作方法。本程序适用于管道干线、支线管道的修复工作。3 职责3.1 分公司开发部负责组织审核和批准各二级单位管道大修计划并监督实施。3.2 安研院负责对管道修复工作提供技术支持。3.3 各二级单位负责制定对所管辖管道缺陷建立相应的响应措施以及维修计划，并负责实施。4 程序内容4.
2、1 制定维修计划4.1.1 确定修复的范围根据检测、监测和完整性评价结果，制定管道维修清单。这些清单包括缺陷的类型，具体位置与方位，缺陷的大小等详细信息。4.1.2 确定修复的时间安排根据检测和评价的结果，制定管道修复的时间表，各单位应能证明所采取的措施可以保证管道在下一个评定周期内的完整性。按管道缺陷的轻重缓急可将维修响应分为3 类：（1）立即响应；（2）计划响应，在某时期内完成修复；（3）进行监测。时间的安排参见下表：发行版本： A修 改 码： 0文件编码： XN/CX-06管道修复程序页 码： 第 2 页 共 14 页西南油气田分公司完整性管理程序文件 2表 1 输油管道立即修复情况立即
3、修复的情况 通过内检测发现 现场发现大于 80%壁厚的金属损失于 48 小时内将发现缺陷处管段最大波动压力降至安全压力；在发现缺陷的 10 个工作日内开挖，验证和评价是否开裂，并修复。剩余强度计算表明：爆裂压力比现有最大运行压力小对大于 80%的金属损失，计算爆裂压力，降压、开挖、验证、评价是否开裂，并修复。停止调查，将发现缺陷管段的最大波动压力降至安全压力，直到对情况进行了验证，在发现后的10 个工作日内检查是否开裂，并修复管道上部（在 4 点和 8 点钟以上）的凹陷，并伴有金属损失、开裂或应力集中管道上部（在 4 点和 8 点钟以上）的凹陷，深度大于 6%的管径评价人员认为需要立即修复的缺
4、陷将最大波动压力降至正常的 80%，对大于 80%的金属损失，计算爆裂压力，降压、开挖、验证、评价是否应力集中凹坑，并修复。停止调查，将发现管段的最大波动压力降至 80%，直到对情况进行了验证，在发现后的 10 个工作日内检查是否有应力集中凹坑，并修复表 2 输油管道 60 天内修复情况60 天内进行修复的情况 通过内检测发现 现场发现管道上部（在 4 点和 8 点钟以上）的凹坑，深度大于 3的管径（如果管径小于 30.5mm 的管道，则指凹坑深度大于 0.61mm）在管道底部的凹坑，并伴有金属损失、开裂和应力集中在开挖前，将最大波动压力降至正常的 80%；在发现后的 60 天内，开挖、验证和
5、评价应力集中凹坑，并修复。停止调查，将发现管段的最大波动压力降至 80%，直到对情况进行了验证，在发现后的 10 个工作日内检查是否有应力集中凹坑，并修复。表 3 输油管道 180 天内修复情况180 天内进行修复的情况 通过内检测发现 现场发现深度大于 2管径的凹坑， （如果管径小于 30.5mm 的管道，则指凹坑深度大于 0.61mm） ，并在环焊缝或纵焊缝上，影响到管子的曲率计算缺陷到环焊缝的距离，分析内检测原始数据，验证是否是焊缝的侵蚀；在开挖前，将最大波动压力降至正常的80%；在发现后的 180 天内，开挖、验证和评价应力集中凹坑，并修复。管道上部（在 4 点和 8 点钟以上）的凹坑
6、，深度大于 3的管径（如果管径小于 30.5mm 的管道，则指凹坑深度大于 0.61mm）在管道底部的凹坑，深度大于6的管径在开挖前，将最大波动压力降至正常的80%；在发现后的 180 天内，开挖、验证和评价是否有应力集中凹坑，并修复。剩余强度计算表明：缺陷管段的运行压力低于现行最大操作压力对金属损失缺陷，计算安全压力在开挖前，将最大波动压力降至正常的停止调查，在开挖前将缺陷管段的最大波动压力降至80%，直到对情况进行了验证，在发现后的 10 个工作日内检查是否有开裂和应力集中凹坑，并修复。发行版本： A修 改 码： 0文件编码： XN/CX-06管道修复程序页 码： 第 3 页 共 14 页
7、西南油气田分公司完整性管理程序文件 3这些评价方法包括： ASME/ANSI B31G-1991腐蚀管道剩余强度计算手册或 AGA 管道研究委员会项目 PR- 3- 805腐蚀管道剩余强度评价的修正标准80%；在发现后的 180 天内，开挖、验证和评价是否有开裂，并修复。深度大于 50%壁厚的金属损失将最大波动压力降至正常的 80%在 180 天内开挖，验证和评价是否开裂，并修复。停止调查，在开挖前将缺陷管段的最大波动压力降至80%，直到对情况进行了验证，在发现后的 10 个工作日内检查是否有开裂和应力集中凹坑，并修复。有潜在迹象表明是裂纹 在 180 天内开挖，验证和评价是否开裂，并修复。当
8、发现开裂时，在开挖前将缺陷管段的压力降至 80%最大波动压力，在发现后的10 个工作日内修复纵焊缝上的腐蚀 在 180 天内开挖，验证和评价是否开裂，并修复。停止调查，在开挖前将缺陷管段的压力降至 80%最大波动压力，在发现后的 10 个工作日内评价是否有开裂和应力集中凹坑，并修复。大于 12.5%壁厚的划伤或凹槽 在发现后的 10 个工作日内评价是否有开裂和应力集中凹坑，并修复。表 4 输油管道需要修复的其他情况其他情况 通过内检测最终的报告发现 现场发现夹层-可能凸起夹层-可能与表面相联夹层-焊缝 5 英寸范围内褶皱在缺陷处管段，将最大波动压力降至正常的 80%；在 180 天内开挖，验证
9、和评价是否开裂，并修复。停止调查，在开挖前将缺陷管段的最大波动压力降至 80%，直到对情况进行了验证，在发现后的 10个工作日内检查是否有开裂和应力集中凹坑，并修复。有套管的管段，深度大于 20%，但小于 50%的金属损失缺陷内检测结果评价为 60 天或 180天内修复，非立即修复，而且与上次内检测的评价结果相比，深度或预测爆裂压力有重大变化的金属损失缺陷深度大于 20%，但小于 50%的金属损失缺陷，且腐蚀面积尺寸比管径长，覆盖了管子周长的一半在 180 天内开挖，验证和评价是否开裂，并修复。在发现后的 10 个工作日内检查是否有开裂和应力集中凹坑，并修复。发行版本： A修 改 码： 0文件
10、编码： XN/CX-06管道修复程序页 码： 第 4 页 共 14 页西南油气田分公司完整性管理程序文件 4深度大于 20%，但小于 50%的狭长的（小于 15.24mm）轴向金属损失缺陷评价人员认为会削弱管道的完整性的缺陷表 5 输气管道立即修复情况立即修复的情况 通过内检测发现 现场发现对含缺陷管子的剩余强度进行计算表明：预测的失效压力小于或等于 1.1 倍的最大运行压力（只针对腐蚀引起的金属损失）有金属损失、开裂或应力集中迹象的凹坑评价人员认为需要立即修复的迹象或缺陷大于 80%公称壁厚的金属损伤由直流电、低周 ERW 或闪光焊形成的影响长焊缝的金属损失在发现缺陷后的 48 小时内降低含
11、缺陷管段的运行压力或停输；对含有腐蚀引起的金属损失缺陷的管道，压力应降低至计算得到的安全压力的 80%；在发现后的 10 个工作日内，开挖，验证和评价是否开裂，并修复。停止调查，运行压力降低至 80%发现缺陷时管段的压力，直到情况得到了验证，在 10 个工作日内检查是否有开裂，并修复。应力腐蚀开裂其他形式的开裂或类似裂纹的缺陷：沟状裂纹、疲劳裂纹、未焊透和与焊弧和硬疤相关的裂纹由暴雨或洪水引起管线破坏金属损失，是由第三方造成的划伤引起，无论深度和方位；其他由第三方造成的机械损伤 凹坑以外的第三方或机械造成的损伤，金属损失或划伤，或两者都有在发现缺陷后的 48 小时内降低含缺陷管段的运行压力或停
12、输；对含有腐蚀引起的金属损失缺陷的管道，压力应降低至计算得到的安全压力的 80%；在发现后的 10 个工作日内，开挖，验证和评价是否开裂，并修复。停止调查，运行压力降低至 80%发现缺陷时管段的压力，直到情况得到了验证，在 10 个工作日内检查是否有开裂，并修复。表 6 输气管道 1 年内修复情况1 年内计划修复的情况 通过内检测的最终报告发现 现场发现位于管道上部的（4 点和 8 点钟位置以上）平滑凹坑，深度大于6%管径（如果管径小于 30.5mm的管道，则指凹坑深度大于0.61mm）除非对此平滑凹坑的工程判断证明没有超过临界应变水平在发现缺陷后的 48 小时内降低含缺陷管段的运行压力或停输
13、；对含有腐蚀引起的金属损失缺陷的管道，压力应降低至计算得到的安全压力的 80%。在发现后的 1 年内，开挖，验证和评价是否开裂，并修复。停止调查，最大波动压力降低至80%发现缺陷时管段的压力，直到情况得到了验证，在 10 个工作日内检查是否有应力集中凹槽，并修复。发行版本： A修 改 码： 0文件编码： XN/CX-06管道修复程序页 码： 第 5 页 共 14 页西南油气田分公司完整性管理程序文件 5深度大于 6%管径的凹坑（如果管径小于 30.5mm 的管道，则指凹坑深度大于 0.61mm） ，且在环焊缝或纵焊缝上，影响到管子的曲率除非对此凹坑的工程判断证明没有超过临界应变水平没有开裂的硬
14、疤或焊弧，硬度超过洛氏硬度 C35表 7 输气管道需要监测的情况需要监测的情况 通过内检测的最终报告发现 现场发现位于管道上部的（4 点和 8 点钟位置以上）平滑凹坑，深度大于6%管径（如果管径小于 30.5mm的管道，则指凹坑深度大于0.61mm）而且对此平滑凹坑的工程判断证明没有超过临界应变水平深度大于 6%管径的凹坑（如果管径小于 30.5mm 的管道，则指凹坑深度大于 0.61mm） ，且在环焊缝或纵焊缝上，影响到管子的曲率而且对此凹坑的工程判断证明没有超过临界应变水平深度大于 6%管径的凹坑（如果管径小于 30.5mm 的管道，则指凹坑深度大于 0.61mm） ，4 点和 8点钟位置
15、之间（管道的 1/3，底部）发现后，在随后的完整性评价中监测任何会引起需要修复的变化；在随后的风险评价中需要记录监测的情况；由管理者、工程维护人员确定是否需要修复。发现后，在随后的完整性评价中监测任何会引起需要修复的变化；在随后的风险评价中需要记录监测的情况；由管理者、工程维护人员确定是否需要修复。腐蚀引起的金属损伤缺陷，不是要求立即修复、1 年内计划修复或 1 年后，但在下次完整性评价活动前计划调查的情况深度小于 2%外径的平滑凹坑，在环焊缝或纵焊缝上，无论是否影响到管子的曲率制造和焊接相关的缺陷，除非基于专家经验要求调查和/或修复没有开裂的硬疤或焊弧，硬度超过洛氏硬度 C35发现后，在随后
16、的完整性评价中监测任何会引起需要修复的变化；在随后的风险评价中需要记录监测的情况；由管理者、工程维护人员确定是否需要修复。发现后，在随后的完整性评价中监测任何会引起需要修复的变化在随后的风险评价中需要记录监测的情况；由管理者、工程维护人员确定是否需要修复。发行版本： A修 改 码： 0文件编码： XN/CX-06管道修复程序页 码： 第 6 页 共 14 页西南油气田分公司完整性管理程序文件 64.2 实施修复4.2.1 制定修复方案在管道修复方案中应明确需要维修的管段位置，存在的缺陷类型，缺陷的严重程度，拟采取的修复方法，施工措施等。一般情况下的管道修复均应按永久修复进行，只有在抢修情况下才
17、进行临时修复。针对不同的缺陷，应采取不同的修复方法。常见的修复方法有：(1) 换管(2) 打磨(3) 钢制修补套筒（A 型套筒）(4) 钢制保压修补（B 型套筒）(5) 玻璃纤维修补套筒(复合材料纤维缠带)(6) 焊接维修（7）环氧钢壳修复（8）临时抢修-夹具不同修复方法的适用性见下表：主要维修方法(注 1)管道的异常 金属沉积焊 a A 型套筒 B 型套筒复合加强材料HOT TAP 不停输开孔管道焊缝 可 可 可 可 否环形焊缝 可 可 可 可 否管体 可 可 可 可 可外部金属损失80% 壁厚 弯头 可 可(注 2) 可(注 2) 可 b 可管道焊缝 否 否 f 可 否 f 否环形焊缝 否
18、 否 f 可 否 f 否管体 否 否 f 可 否 f 可内部金属损失80% 壁厚 弯头 否 否 可 否 可管道焊缝 可 否 可 否 否环形焊缝 可 否 可 否 否外部金属损失80% 管体 可 否 可 否 可发行版本： A修 改 码： 0文件编码： XN/CX-06管道修复程序页 码： 第 7 页 共 14 页西南油气田分公司完整性管理程序文件 7壁厚 弯头 可 否 可 3 否 可管道焊缝 否 否 可 否 否环形焊缝 否 否 可 否 否管体 否 否 可 否 可内部金属损失80% 壁厚 曲皱 否 否(注 2) 可(注 2) 否 可管道焊缝 否 否 可 否 否环形焊缝 否 否 可 否 否管体 否 否
19、 可 否 否 (注 4)弯头 否 否 可(注 2) 否 否 (注 4)泄漏、裂纹、弧形烙、环焊缝缺陷(注 6) 线索圈 否 否 不可行 否 否管道焊缝 否 可 c、 d 可 否 否环形焊缝 否 可 c、 d 可 否 否管体 否 可 c、 d 可 否 可 (注 5)应力集中或凹陷弯头 否 可(注 2)c、d 可( 注 2)d 否 可 (注 5)管道焊缝 否 可 c 可 否 e 否环形焊缝 否 可 c 可 否 e 否管体 否 可 c 可 否 e 可 (注 5)普通凹坑弯头 否 可( 注 2)c 可(注 2) 否 可 (注 5)注 1：换管通常是更有效的修复方式。注 2：用螺栓连接或焊接的金属套筒可
20、用于弯头或管件。注 3：其他的修理技术在有可靠的工程经验前提下也可以采用。注 4：没有泄漏的裂纹可以使用不停输开孔的方法去除。注 5：如果完整的凹陷能被去除。注 6：焊接烧穿和环焊缝缺陷可采用打磨去除或者使用 A 或 B 型套筒及其他工程实践证明可靠的方法。a 采用沉积旱修复时要求钢管壁厚要满足一个最小值，并控制焊接参数防止烧穿。该方法通常在外壁金属损失大于 80时禁止使用（除非是厚壁管） ，不推荐在壁厚小于 4.6mm 时使用该方法。b 在弯头处使用复合套筒要求采用特殊技术。c 在套筒和凹陷间的环型空间应采用可硬化的、不可压缩的填充物填充。d 凹陷内的机械损伤应在按照套筒前打磨去除。e 使用
21、不可压缩性填充物修复凹陷时，只能采用可靠的修理方法。该方法应经过可靠的工程试验和分析，以对管道进行永久性的修复。f 保守的工业经验在外壁金属损失不大于 80%公称壁厚下，使用 A 型和复合加强修复技术。对于外壁金属损失大于 80%壁厚的情况，使用 A 型套筒应满足一个最小壁厚。4.2.2 确定修复人员与相关资源明确管道缺陷修复过程相关人员的职责与分工，落实修复工作所需要的物资资源。4.2.3 实施修复发行版本： A修 改 码： 0文件编码： XN/CX-06管道修复程序页 码： 第 8 页 共 14 页西南油气田分公司完整性管理程序文件 8进行具体的修复施工，各种不同的修复措施详见作业指导书管
22、卡维修作业规程 、环氧钢壳复合套管修复作业规程 、 管道套筒修复作业规程 、 管道换管与打磨作业规程 、 管道焊接维修作业规程和复合材料修复作业规程 。4.3 验收4.3.1 制定验收标准分公司负责制定和发布各种缺陷修复的验收标准。4.3.2 对修复进行验收各二级单位按缺陷修复验收标准对管道缺陷修复进行验收，分公司组织进行抽查。4.3.3 问题处理当缺陷修复不符合验收标准时，应采取重新修复，重新修复的费用应由施工方承担。4.3.4 资料归档各二级单位应对修复工作进行记录，相关资料数据进行归档，应至少包含下列信息：(a) 管道位置；(b) 缺陷尺寸：最大轴向长度、周向宽度和缺陷剖面的深度（如果进行了测量） ；以及缺陷位置(c) 采用的修复类型；(d) 修复日期；(e) 环境温度和天气情况；(f) 执行修复的人员或单位。5 相关文件5.1 管卡维修作业规程5.2 环氧钢壳复合套管修复作业规程5.3 管道套筒修复作业规程5.4 管道焊接维修作业规程发行版本： A修 改 码： 0文件编码： XN/CX-06管道修复程序页 码： 第 9 页 共 14 页西南油气田分公司完整性管理程序文件 95.5 复合材料修复作业规程6 记录6.1 管道修复记录。
