Q/SY GD 0192-2009 油气钢制管道管体缺陷修复规范

Q/SY
中国石油天然气股份有限公司企业标准
Q/SYGD0192-2009
油气钢质管道管体缺陷修复规范
Oil and gas steel pipeline defect repair specification
2009-02-27发布2009-06-01实施
中国石油天然气股份有限公司管道分公司发布

1范围
本标准规定了在役油气钢质管道管体缺陷修复方法的应用、检测和记录及防腐和回填。
本标准适用于油气管道管体管道的缺陷、损伤或淮漏的临时或水久性修复。适用的管道规格为：
a)直径60.3m一1219mm(2-3/8~48英寸)
b)壁厚3.96mm19.1mm(0.1560.750英寸)
c)管材等级L248-L485(B级-X70)
本标准不适用于管件、阀门、法兰、罐、压力容器、储存设施或其它非管道设施。
2规范性引用文件
下列标准中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡注日期的标准（规范），其随后的所有修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准。然而，鼓励根据本标准达成的协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本：凡不注日期的标准（规范），其最新版本适用于本标准。
SY/T4109石油天然气钢质管道无损检测
SY/T5918埋地钢质管道外防腐层修复技术规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1
公称壁厚(t,）nominal wall thickness
管道设计标准规定的管道壁厚。
3.2
缺陷defect
指位于制管焊缝上，打磨深度小于0.125t时不能去除的除外腐蚀引起的金属损失外的异常，或指最小剩余壁厚小于0.9的管道处外腐蚀造成的金属损失。应评价缺陷对管道完整性的影响，如果影响较大，应进行修复。
3.3
裂纹crack
应力引起的金属开裂，在没有任何其它影响时，不致于使材料发生完全断裂。
3.4
修复压力(P,)repair pressure
修复时管道被修复处的压力。

3.5
历史压力(P,）historical pressure
对于气管道，历史压力是指发现异常之前1年内的最大运行压力，对于液体管道，历史压力是指发现异常之前60天内的最大运行压力。在此时间内的静水试压压力也可作为历史压力。
3.6
最小剩余壁厚(t,）minimum remaining wall thickness
己经打磨去除了所有应力集中或金相缺陷的异常处母材的最小利余厚度。
3.7
实际壁厚(t,）actual wall thickness
不受任何异常影响情况下检测出的管线壁厚。
3.8
最小套筒厚度(t.)minimum sleeve thickness
本标准要求的套筒最小厚度。
3.9
永久修复permanent pressure
指其作用能持续到管道寿命期结束的修复。
3.10
临时修复temporary repair
指在2年内应由永久修复替换的修复。
4修复方法的应用
4.1换管
换管可修复管道任何类型的损伤、缺陷或泄漏，液体管道换管前，应进行管道降压和介质排空。进行管道切割前，应将管道压力降至封堵设备及焊接允许的压力之内，进行封堵作业，以保证换管安全。
管线切制位置距离缺陷、损伤或泄漏区域边缘不应小于100mm。切除管线的长度不应小于管道直径的1,5倍，替换管壁厚不应小于原管道壁厚，替换承压能力不应低于原管道承压能力。如果制管焊缝上或其热影响区内存在制管缺陷，则包括管道两瑞的环焊缝在内的整段管道均应切除和更换。应依据经焊接工艺评定试验合格的焊接工艺进行焊接。
4.2打磨
对于管道内部缺陷和制管缺陷，不应使用打磨方法进行修复。对于打磨深度不大于0.125t。且无损检测表明已消除了应力集中的缺陷，可使用打磨方法进行修复。
4.3补焊
补焊可用于修复在役管道蚀造成的金属损失。对于管道内驾缺陷（蚀、划痕和皱裙等）和制管焊缝上的缺陷，不应进行补焊修复。进行补焊的管道最小剩余壁厚应不小于3.2m。在补焊前，应进行焊接工艺评定试验，在焊接前，应将管体腐蚀区域清理干净。如果需要，还应进行必要的打磨，以形成合近的剖面，焊接部位不应存在氧化物、锈皮、涂层、水分和其它污染物。补焊后宜按照SY/T4109要求对焊缝进行磁粉检测。
4.4套简
套简（见图3）末端与管道焊接。套简能承受内压和提高管道的轴向承压能力，可用于修复泄漏缺陷或最终会发展成泄漏的缺陷。套筒可用于水久修复管道缺陷、损伤或淮漏。对于制管焊缝上的缺陷，使用套简只能作为临时修复方法。
4.4.1设计与材料
套筒应按照能承受管道最大运行压力进行设计。因此，应使t,≥2t。

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