长输天然气管道换管抢修关键技术及发展趋势探讨

贾文江 李刚 芦涛

1川庆钻探工程有限公司

2川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司

3中国石油青海油田管道处

天然气管道在保障国家能源供给和促进经济发展中占据重要地位[1]。天然气管道的致害因素包括施工缺陷、机械损伤、腐蚀和第三方活动[2]。换管抢修是长输管道管理维护的关键技术，管道发生断裂、大量油气泄漏事故，采用堵漏卡具无法修复时需要进行换管抢修作业[3]。随着X80 高钢级管线钢管应用以及设计压力等级提高，管道换管抢修技术的发展趋势呈现数字化、智能化，保证时效性以及施工质量安全[4]。需要采用先进的换管抢修技术，制定科学的换管抢修方案，实现管道快速修复和恢复运行，减少管道事故人员伤亡和经济损失[5]。为此，分析了管道换管抢修的关键环节和风险因素，阐述了管道换管抢修的技术现状和发展趋势，对于提升我国管道管理水平和保障管道安全具有重要意义。

1 作业流程

典型的管道换管抢修作业流程是：线路阀室关闭、放空、氮气置换、气体检测、管道切割焊接、焊缝检测、管道防腐补口、天然气置换升压和回填，其中关键程序阶段的施工要点和注意事项如下：

（1）管段放空。将换管管段上下游的线路截断阀关闭，开启管道干线放空阀，为保证管段内天然气全部放空，在放空立管处进行点火。通过控制放空阀开度调节火焰大小，降低对环境公众的影响[6]。放空后期应更换小量程的压力表，直至显示为零。放空火焰呈微弱状态或者熄灭，认为管段内天然气全部放空，关闭放空阀。

（2）氮气置换。换管管段内天然气放空后进行氮气置换，采用天然气推空气、氮气隔离置换和氮气加隔离球置换的方式，氮气置换主要控制氮气温度、注入速度，保证注氮温度＞5 ℃。每间隔5 min 连续3 次检测管段出口气体含量，氧气体积分数＜2%、氮气体积分数＞98%、可燃气体浓度低于爆炸下限值的20%，认为氮气置换合格。

（3）管沟开挖。在进行管段放空和氮气置换同时，应做好作业坑开挖准备和更换新管预制，提高换管抢修工作效率。作业坑开挖应避免对管道的二次破坏，首先人工开挖作业坑，确定管道位置后再使用机械拓宽管沟。作业坑开挖除满足施工安全条件，还应做好管沟塌方预案和逃生通道。

（4）管道切割焊接。管道切割方式有手动、机械、火焰和水射流切割，手动切割适用于小管径管道，水射流切割属于特种高精度切割方式，机械和火焰切割应用最广泛[7]。管道焊接及检测执行国家标准GB/T 31032—2014《钢质管道焊接及验收》，焊缝自然冷却后进行射线检测、超声波检测。

（5）天然气置换。关闭两端的线路截断阀，开启一端的阀室线路连通阀进行天然气置换，置换压力应在0.2 MPa，开启另一端的阀室干线放空阀。每间隔5 min 连续3 次检测管道内氧气含量＜2%、甲烷浓度＞98%，认为天然气置换合格。之后利用连通阀平衡压力，如线路截断阀上下游压力处于平衡状态，关闭连通阀。天然气置换尽可能安排在白天进行，天然气置换流速≤5 m/s。

（6）防腐回填。天然气管道置换过程中，按照国家标准GB/T 51241—2014《管道外防腐补口技术规范》进行防腐补口处理，回填管沟。

2 作业风险因素

输气管道置换过程可能发生的突发事件有管道破裂、火灾爆炸、天然气中H2S中毒等[8]。

（1）管道破裂首先分析判断失效位置，迅速现场勘测，关闭事故管段上下游截断阀，对气体扩散区域进行警戒，严格控制着火源，避免发生着火爆炸[9]。

（2）管道本体或裂缝发生小型漏气，可不采取停输放空措施，采用顶丝关卡等带压堵漏方法。

（3）天然气中H2S 中毒指H2S 中毒，天然气中含有H2S，H2S易聚集，不易飘散，空气中H2S含量≥0.035 mg/m3，即可产生中毒。抢修作业中应佩戴防毒面具、防护眼镜等护具。

（4）由于沿线地形起伏，管内可能残存置换不完全在管道打磨、焊接时聚集有发生火灾爆炸的风险，一般采用在线压力监控式隔离球对换管管段上下游进行隔离封堵。

（5）氮气置换中失效管段切割可能造成氮气泄漏引起人员窒息。施工作业坑应设计专门的逃生通道，实时进行现场含氧量检测，配备空气呼吸机等救援设备等。

3 技术进展和发展趋势

管道换管抢修技术数字化、智能化的基本思想是将制定作业方案、人员组织、资源调配和作业工序等复杂多变的信息转化为可量化的数据，建立数字化模型进行处理，确定最优技术方案[10]。管道发生事故后，根据失效形式和泄漏量，在管道抢修数字化平台生成作业方案，确定所需物资。针对换管作业工序中作业坑开挖、切割吊运、测量、下管、组对、焊接和焊缝检测，数据自动采集上传至数字化平台，完成技术方案制定、现场可视化监控和纠正，高质量完成管道换管抢修工作。

3.1 管道抢修数字化平台

建设管道抢修数字化平台的功能是发生突发事件时，第一时间确定抢修作业方案以及人员、物资调配方案；采集施工各阶段的信息和数据，通过设备工艺参数数据统计、整合、分析和处理，保证施工过程的系统优化；建立远程控制人机交互界面，保证施工过程的安全受控。

3.2 作业准备

管道发生断裂或泄漏重大事件，启动应急预案，管道抢修数字化平台生成作业方案和物资调配方案，人员尽快到达事故现场，开展作业坑开挖、供电和照明、现场指挥部组建等工作；在应急通信车设置监视终端，通过无线通信将现场画面实时传送至数字化平台，为现场指挥提供决策支持。

3.3 切割吊运

抢修管段完成放空和氮气置换后，进行受损管段切割吊运，切割方式有冷切割和火焰切割。受管段两端不平衡应力影响，受损管段切割后不能直接取出，一般增加一道切口再抽取管段。切割吊运数字化技术即通过控制器控制切管机，精准测量管道应力，预测断管后应力释放过程，降低管段断开应力瞬间释放的风险（也是管道换管抢修需要重点解决的安全问题）。

3.4 测量下管

精准测量下管是换管抢修的关键环节。传统方式是人工拉线、卷尺测量，存在人为因素影响，特别是由于有弯管、弯头等异形管件，不可避免存在偏差。测量数字化技术是采用三维激光扫描仪对断管管口进行整体测量，得到管口的三维数据，通过软件计算得到下管的精确尺寸数据，将测量计算软件与抢修数字化平台关联，远程监控测量下管过程。

传统的下管方式是火焰切割机在新管和管件上切割，存在的问题是切割后打磨量较大。下管智能化、数字化技术是将上述精准测量数据通过控制系统与机械切管机联动实现快速机械切割。采用数控机床不适用大口径管道且搬运困难，采用钻铣或者铣刀切管机可实现下管智能化控制。

3.5 组对

管口组对质量直接影响焊接质量和焊接工作效率，管口组对主要采用外对口器，同时借助管工打磨和调节，组对周期长且存在人为因素影响。管口组对数字化、智能化技术需求非常迫切，但由于受到管道附加应力、椭圆度和壁厚差异等因素影响，管口组对数字化、智能化技术难度大，这也是管道换管抢修技术的重点研究方向。

3.6 接工艺方法比选

目前国内外新建输气管道工程广泛采用全自动焊工艺。长输管道建设发展趋势是高钢级、大口径、高压力，对管道抢修技术安全性、时效性和机械化提出更高要求。我国在役管道抢修焊接普遍采用手工电弧焊，效率低、作业时间长，受操作人员技能水平影响，焊接质量不能完全保证。国外已有少数在役管道焊接使用自动化设备的案例。天然气管道自动焊焊接B型套筒已进行管道现场应用，在焊接时间上与手工焊基本相同，在焊缝成形及外观等方面优于手工焊，焊缝性能满足规范要求，具有应用推广价值。未来管道换管抢修采用自动焊工艺应着重解决和改进下列问题：

（1）在役管道焊接管件壁厚很大（开孔三通、修复套管），例如西气东输二线封堵三通弧板厚度已达80～120 mm。

（2）焊口组对差异性较大，包括修复套筒、开孔三通的加工情况，管道椭圆度，管件安装与管道的贴合度等。

（3）国家标准GB/T 31032—2014《钢质管道焊接及验收》规定的新建管道焊接的根部组对间隙是3～6 mm，不能满足根部自动焊要求，应从管件设计改进组对间隙尺寸参数，保证焊枪实现根部完全熔合。

（4）考虑在役管道存在变形，修复管件与管道组对间隙可能较大，在役管道自动焊工艺应配套电弧跟踪技术，保证焊缝质量。

3.7 焊接过程控制

目前我国管道换管抢修主要采用氩弧焊根焊和半自动填充焊方式，这两种方式只能实现焊接过程质量监控，即采集焊接参数进行工艺评定，如存在问题可反馈至操作人员，但无法直接反馈至焊机实现焊接参数自动调整及优化。管道换管抢修焊接技术数字化发展方向是采用全自动焊接工艺，即实现焊接过程数据采集、反馈和自动调整优化，在保证焊接质量同时缩短作业时间。

长输管道焊接预热采用中频加热器，可以通过电子数据精准控制加热温度和温升速率。中频加热器如与温度传感器连接，可实现焊接作业自动感知加热，温度数据上传至数字化抢修平台可实现远程监控焊接加热温度。

长输管道焊接前消磁主要采用大功率消磁机，操作人员需反复调节消磁，时间长且无法彻底消磁。消磁数字化和智能化可定量描述组对后管口间的磁场分布规律，并反馈至数字化抢修平台进行精准局部消磁。

3.8 焊缝检测

焊缝无损检测是审核焊接质量和确定管道恢复运行的重要依据。管道换管抢修焊缝检测一般采用DR 检测，数字化胶片需要审核员多次验证才能确认缺陷点，评价结果取决于审核员的技能水平。焊缝检测的数字化发展方向是将焊缝胶片上传至管道抢修数字化平台，利用专家决策系统进行自动评价，既可缩短工作时间，也可获取更为权威的结论。

4 结束语

管道换管抢修作业在保证管道安全运行方面具有重要作用。随着中俄东线智能管道建设运营，管道换管抢修技术也向智能化、数字化发展，搭建管道抢修数字化平台，集成和整合管道运行维护数据信息，可对管道换管抢修全过程进行自动控制和监督。未来需要解决的主要问题包括：

（1）作业现场复杂环境条件评估以及应用全自动焊接工艺。

（2）数据、知识、经验与自动控制的融合技术。

（3）建立专家辅助管理和决策指挥系统。

（4）管道抢修过程自动感知、预测、控制和处置，控制系统自我改进与持续优化等。