李麗鋒，羅金恒，朱　輝，常大偉，張　皓

(1.中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院　陜西　西安　710077；2.石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室　陜西　西安　710077；3.新疆油田油氣儲(chǔ)運(yùn)分公司　新疆　昌吉　831100；4.西氣東輸管道公司　上海　200000)

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·試驗(yàn)研究·

輸油改輸氣管道適用性評(píng)價(jià)

李麗鋒1,2，羅金恒1,2，朱輝3，常大偉4，張皓1,2

(1.中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院陜西西安710077；2.石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室陜西西安710077；3.新疆油田油氣儲(chǔ)運(yùn)分公司新疆昌吉831100；4.西氣東輸管道公司上海200000)

摘要：通過(guò)對(duì)某管道鋼管進(jìn)行壁厚測(cè)試、無(wú)損檢測(cè)、鋼管材料適用性評(píng)價(jià)、全尺寸鋼管爆破試驗(yàn)、含缺陷管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)和剩余壽命預(yù)測(cè)等工作，評(píng)價(jià)了某管道輸油改輸氣鋼管材料的適用性和安全性，為該管道輸油改輸氣決策提供了技術(shù)依據(jù)。評(píng)價(jià)結(jié)果表明：該輸油改輸氣管道在材質(zhì)上滿(mǎn)足油改氣要求，鋼管承壓能力相比油改氣后管道運(yùn)行壓力0.3 MPa具有足夠的安全裕度，檢測(cè)發(fā)現(xiàn)的管體腐蝕缺陷和環(huán)焊縫缺陷在改輸氣后的運(yùn)行壓力0.3 MPa下均可接受，基于取樣管段壁厚檢測(cè)數(shù)據(jù)估算的管道腐蝕剩余壽命超過(guò)30年，最后建議該管道檢測(cè)周期不超過(guò)8年。

關(guān)鍵詞：管道；材料；適用性評(píng)價(jià)；剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)；壽命預(yù)測(cè)

0引言

1現(xiàn)場(chǎng)取樣情況

現(xiàn)場(chǎng)取樣應(yīng)涵蓋管線所使用的所有規(guī)格鋼管、環(huán)焊縫以及存在堆焊補(bǔ)疤的鋼管，同時(shí)應(yīng)能代表管線腐蝕情況。現(xiàn)場(chǎng)截取管段共3段，每段有1道環(huán)焊縫(編號(hào)為1#、2#和3#)，每道環(huán)焊縫兩邊的鋼管分別編號(hào)為1#-1、1#-2、2#-1、2#-2、3#-1和3#-2，其中1#-1、2#-1、3#-1和3#-2鋼管規(guī)格為Φ168×8 mm，1#-2和2#-2鋼管規(guī)格為Φ168×7 mm。取樣管段防腐層為瀝青玻璃絲布，2#和3#管段局部位置防腐層存在破損情況(如圖1所示)，剝離防腐層后，各取樣管段外表面未見(jiàn)明顯腐蝕，1#-1、1#-2、3#-1和3#-2鋼管分別存在2處、2處、1處和8處堆焊補(bǔ)疤，堆焊補(bǔ)疤形貌如圖2所示。

圖2　取樣管段堆焊補(bǔ)疤宏觀形貌

2壁厚測(cè)量

采用超聲測(cè)厚儀測(cè)量了1#、2#和3#管段壁厚，測(cè)量結(jié)果表明：1)6根鋼管的壁厚上偏差均超出了GB/T 8163-2008《輸送流體用無(wú)縫鋼管》[2]中熱軋鋼管壁厚的上偏差+15%的要求，2#-2和3#-1鋼管壁厚下偏差超出了熱軋鋼管壁厚的下偏差-15%的要求；2)鋼管壁厚不均勻度較大，其中3#-1最為明顯(如圖3所示)，其局部位置存在壁厚減薄情況，最大減薄率為-22.38%。

圖3　3#管段壁厚測(cè)量結(jié)果

3無(wú)損檢測(cè)

采用X射線和超聲波探傷對(duì)1#、2#和3#取樣管段的環(huán)焊縫進(jìn)行了無(wú)損檢測(cè)，掌握了取樣管段環(huán)焊縫存在的缺陷狀況。檢測(cè)結(jié)果表明：1#、2#和3#環(huán)焊縫共存在19處焊縫缺陷，主要以未焊透缺陷為主(如圖4所示)，并存在少量氣孔或夾渣缺陷，其中3#環(huán)焊縫的7處缺陷級(jí)別為Ⅲ級(jí)和Ⅳ級(jí)。

圖4　3#環(huán)焊縫未焊透缺陷解剖宏觀形貌

4管材適用性評(píng)價(jià)

為評(píng)價(jià)取樣管段鋼管材料是否滿(mǎn)足輸油改輸氣的管材性能要求，按照中國(guó)石油企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/SY 1034-2007《輸油管道改為輸氣管道鋼管材料適用性評(píng)價(jià)方法》[3]對(duì)鋼管管體和環(huán)焊縫進(jìn)行了適用性評(píng)價(jià)。鑒于該管道改輸天然氣后輸送介質(zhì)為不含硫的干氣，按照標(biāo)準(zhǔn)該油改氣管道管材適用性評(píng)價(jià)主要內(nèi)容包括化學(xué)成分和拉伸性能測(cè)試等常規(guī)理化性能評(píng)價(jià)、脆性斷裂控制和延性斷裂控制評(píng)價(jià)，不考慮硬度測(cè)試、抗氫致開(kāi)裂和抗硫化物應(yīng)力開(kāi)裂等特殊性能要求[3]。

4.1化學(xué)成分分析

管材的化學(xué)成分對(duì)管材的可焊性、延遲裂紋的傾向性及應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂敏感性和氫致開(kāi)裂敏感性有重要的影響[4]。采用直讀光譜儀測(cè)試了1#-1和1#-2鋼管的化學(xué)成分，測(cè)試結(jié)果表明：鋼管化學(xué)成分符合GB/T 699-1999《優(yōu)質(zhì)碳素結(jié)構(gòu)鋼》[5]中20#鋼的化學(xué)成分要求，其中降低材料韌性、增大材料應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂敏感性的有害元素S和P含量分別為0.037%～0.012%和0.034%～0.011%，符合Q/SY 1034-2007中S含量不得高于0.05%和P含量不得高于0.04%的要求。

4.2拉伸性能測(cè)試

拉伸性能測(cè)試包括管體和環(huán)焊縫兩部分，試樣取全壁厚板狀縱向試樣，測(cè)試結(jié)果表明：1)1#-1和1#-2鋼管抗拉強(qiáng)度位于410～530 MPa之間、屈服強(qiáng)度大于245 MPa和伸長(zhǎng)率大于20%，滿(mǎn)足20#鋼的拉伸性能要求；2)1#和2#環(huán)焊縫抗拉強(qiáng)度位于410～530 MPa之間，并斷于母材；3)鋼管材料符合管道原始設(shè)計(jì)的20#鋼的拉伸性能要求。

4.3抗脆性斷裂能力評(píng)價(jià)

由于原油管道是加熱輸送，管體溫度較高，不存在低溫脆斷問(wèn)題。但若改輸天然氣，冬季管體溫度低(接近地溫0℃)，低溫脆斷是一個(gè)應(yīng)首先考慮的問(wèn)題[1]。為防止油改氣后管道發(fā)生脆性斷裂，鋼管和焊縫的沖擊韌性均應(yīng)滿(mǎn)足相應(yīng)的標(biāo)準(zhǔn)要求。該管道的鋼管材料與環(huán)焊縫抗脆性斷裂能力評(píng)價(jià)試驗(yàn)溫度選取地溫0℃，0℃鋼管材料和環(huán)焊縫沖擊試樣取縱向試樣，測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表1所示。該管道采用20#鋼，對(duì)應(yīng)GB/T 9711.1中的L245鋼級(jí)，Q/SY 1034-2007中規(guī)定L245鋼級(jí)的縱向試樣抗脆性斷裂沖擊韌性平均值應(yīng)高于41 J和單個(gè)試樣最小值應(yīng)高于33 J。對(duì)于環(huán)焊縫而言，Q/SY 1034-2007中規(guī)定環(huán)焊縫脆性斷裂沖擊韌性相比管體材料可適當(dāng)降低，并按式1可換算得到，該管道環(huán)焊縫脆性斷裂沖擊韌性要求值平均值應(yīng)高于14 J和單個(gè)試樣最小值應(yīng)高于11 J。測(cè)試值與要求值對(duì)比表明，0℃溫度下鋼管材料和環(huán)焊縫的沖擊韌性值可滿(mǎn)足抗脆斷要求。

(1)

式中KVw,h為螺旋焊縫、環(huán)焊縫及熱影響區(qū)試樣防止管道發(fā)生脆性斷裂沖擊韌性的要求值，J；KV為鋼管材料防止管道發(fā)生脆性斷裂沖擊韌性的要求值，J；α為焊管焊縫的螺旋角度，環(huán)焊縫螺旋角度取90°。

健康旅游由來(lái)已久，14 世紀(jì)比利時(shí)建立的溫泉療養(yǎng)地SPA，一般被視為健康旅游的最初形態(tài)。20世紀(jì)60年代，現(xiàn)代意義上的健康旅游項(xiàng)目在西方國(guó)家興起；80年代，對(duì)健康旅游的研究開(kāi)始出現(xiàn)[3]。21世紀(jì)以來(lái)，世界衛(wèi)生組織在南非實(shí)施了“健康島”研究項(xiàng)目，世界旅游組織也提出“重視旅游構(gòu)建健康生活的命題”。在國(guó)內(nèi)，健康旅游研究尚處于起步階段，主要集中在概念界定、作用歸納等層面，在發(fā)展規(guī)律的認(rèn)識(shí)、理論體系的構(gòu)建等方面還比較欠缺[4]。

4.4抗延性斷裂能力評(píng)價(jià)

對(duì)于天然氣輸送管道，考慮抗脆性斷裂能力問(wèn)題的同時(shí)，還需考慮延性斷裂的止裂問(wèn)題。依據(jù)Q/SY 1034-2007中規(guī)定：(1)1#-1和1#-2鋼管材料對(duì)應(yīng)鋼級(jí)的縱向全尺寸試樣抗延性斷裂沖擊韌性平均值應(yīng)高于60 J和單個(gè)試樣最小值應(yīng)高于45 J；(2)在與鋼管母材相同試驗(yàn)溫度條件下，焊縫抗延性斷裂沖擊韌性平均值應(yīng)高于40 J和單個(gè)試樣最小值應(yīng)高于30 J；(3)試驗(yàn)溫度為-10℃或管道最低運(yùn)行溫度，為保守估計(jì)，該管道抗延性斷裂能力評(píng)價(jià)試驗(yàn)溫度取-20℃。-20℃鋼管和環(huán)焊縫全尺寸沖擊韌性測(cè)試值見(jiàn)表1；測(cè)試值與要求值對(duì)比表明：1#-1和1#-2鋼管材料的全尺寸沖擊韌性值不滿(mǎn)足抗延性斷裂沖擊韌性要求，環(huán)焊縫沖擊韌性值滿(mǎn)足抗延性斷裂沖擊韌性要求。依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)Q/SY 1034-2007，若鋼管材料沖擊韌性不能滿(mǎn)足以上沖擊韌性的要求，可通過(guò)適當(dāng)降低管道壓力，也就是降低管道的環(huán)向應(yīng)力來(lái)降低沖擊韌性的要求值，計(jì)算公式見(jiàn)式2。

(2)

式中，KV′為防止管道發(fā)生長(zhǎng)距離剪切斷裂鋼管母材所需的最小沖擊韌性值，J；σhp為管道環(huán)向應(yīng)力，MPa；D為鋼管外徑，mm。

表1　鋼管材料和環(huán)焊縫全尺寸試樣沖擊韌性值(J)

該管道輸油改輸氣后最高運(yùn)行壓力為0.3 MPa，按照式2計(jì)算1#-1和1#-2鋼管防止管道發(fā)生長(zhǎng)距離剪切斷裂所需的最小沖擊韌性值分別為0.019 J和0.024 J，對(duì)比1#-1和1#-2鋼管-20℃沖擊韌性測(cè)試值可知，1#-1和1#-2鋼管-20℃沖擊韌性測(cè)試值遠(yuǎn)大于防止管道發(fā)生長(zhǎng)距離剪切斷裂所需的最小沖擊韌性計(jì)算值，因此-20℃溫度下管體和環(huán)焊縫沖擊韌性值可保證延性斷裂止裂。

5全尺寸水壓爆破試驗(yàn)

為評(píng)價(jià)鋼管材料是否具備在最高運(yùn)行壓力0.3 MPa下安全運(yùn)行的承壓能力，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5992-2012《輸送鋼管靜水壓爆破試驗(yàn)方法》[6]對(duì)2#-1、2#-2、3#-1和3#-2管段進(jìn)行水壓爆破試驗(yàn)。水壓爆破試驗(yàn)結(jié)果表明，2#-1、2#-2、3#-1和3#-2鋼管爆破壓力分別為44.8 MPa、38.1 MPa、42.2 MPa和47.2 MPa，遠(yuǎn)高于改輸天然氣后管道的運(yùn)行壓力0.3 MPa，具有一定的安全裕度。水壓爆破斷口宏觀觀察結(jié)果表明，各鋼管未發(fā)生顯著的塑形變形，斷口呈脆性斷口特征，其中3#-1鋼管裂口位于壁厚減薄位置，3#-2鋼管裂口位于管體且未處于堆焊補(bǔ)疤處。

6含缺陷管道適用性評(píng)價(jià)

6.1含缺陷管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)

含缺陷管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)是管道適用性評(píng)價(jià)的重要內(nèi)容之一，通過(guò)含缺陷管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)可明確檢測(cè)發(fā)現(xiàn)的缺陷在改造后管道運(yùn)行壓力0.3 MPa下是否可接受。其評(píng)價(jià)的對(duì)象包括母材缺陷和焊縫缺陷。根據(jù)無(wú)損檢測(cè)結(jié)果，取樣管段缺陷主要包括體積型缺陷和平面型缺陷。取樣管段缺陷評(píng)價(jià)需做出如下說(shuō)明，具體包括：1)各管段存在壁厚均勻度不一和壁厚減薄情況，按均勻腐蝕缺陷評(píng)價(jià)，各管段腐蝕深度按照最小測(cè)量壁厚值評(píng)價(jià)；2)對(duì)環(huán)焊縫無(wú)損檢測(cè)出的等級(jí)為Ⅰ和Ⅱ級(jí)的缺陷不予評(píng)價(jià)；3)檢測(cè)出的環(huán)焊縫未焊透和未熔合等缺陷按照裂紋型缺陷評(píng)價(jià)，環(huán)焊縫缺陷裂紋深度按解剖的未焊透缺陷深度保守評(píng)價(jià)(如圖4)；4)腐蝕缺陷和裂紋型缺陷評(píng)價(jià)均采用標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6477-2015《含缺陷油氣輸送管道剩余強(qiáng)度評(píng)價(jià)方法》[7]評(píng)價(jià)。評(píng)價(jià)所需基本屬性參數(shù)和裂紋型缺陷尺寸見(jiàn)表2和表3所示。管體均勻腐蝕缺陷評(píng)價(jià)結(jié)果表明，當(dāng)運(yùn)行壓力為0.3 MPa時(shí)，考慮0.72和0.6兩種設(shè)計(jì)系數(shù)情況下，6根鋼管的均勻腐蝕缺陷均可接受。環(huán)焊縫裂紋型缺陷評(píng)價(jià)結(jié)果表明，表2中所列裂紋型缺陷的值(Kr、Lr)均落于失效評(píng)估曲線和截止線之內(nèi)，如圖5所示，表明上述裂紋型缺陷在運(yùn)行壓力0.3 MPa和兩種設(shè)計(jì)系數(shù)條件下均可接受。

表2　評(píng)價(jià)所需基本屬性參數(shù)

表3　裂紋型缺陷尺寸參數(shù)

圖5　裂紋型缺陷評(píng)價(jià)結(jié)果

6.2管道腐蝕剩余壽命預(yù)測(cè)

油氣輸送管道剩余壽命預(yù)測(cè)是管道安全評(píng)價(jià)的重要內(nèi)容，直接關(guān)系到管道檢測(cè)、維修、更換周期的確定。管道剩余壽命預(yù)測(cè)方法包括內(nèi)腐蝕和外腐蝕壽命預(yù)測(cè)、裂紋型缺陷疲勞壽命預(yù)測(cè)等。由于油改氣后管道壓力波動(dòng)較小和輸送的天然氣介質(zhì)屬干氣，裂紋型缺陷疲勞壽命和內(nèi)腐蝕壽命預(yù)測(cè)可不予考慮，管道剩余壽命預(yù)測(cè)主要考慮外腐蝕壽命預(yù)測(cè)。管道腐蝕剩余壽命預(yù)測(cè)主要包括確定改輸氣后管道腐蝕速率、確定腐蝕臨界缺陷尺寸和確定管道腐蝕剩余壽命等三個(gè)方面內(nèi)容。

1)改輸氣后管道外腐蝕速率確定

考慮到取樣管段局部位置存在防腐層破損情況，因此管道外腐蝕速率根據(jù)管道壁厚最小測(cè)量值和服役運(yùn)行時(shí)間估算。8 mm鋼管最小測(cè)量值與公稱(chēng)壁厚的最大偏差量1.79 mm，7 mm鋼管最小測(cè)量值與公稱(chēng)壁厚的最大偏差為0.97 mm。按照鋼管1958年投產(chǎn)時(shí)間距離停用時(shí)間1992年的間隔34年，估計(jì)管道平均外腐蝕速率，即8 mm鋼管的平均腐蝕速率取0.053毫米/年，7 mm鋼管的平均腐蝕速率取0.029毫米/年。

2)改輸氣后管道的臨界缺陷尺寸確定

依據(jù)SY/T 6477-2015，在運(yùn)行壓力0.3 MPa下，當(dāng)壁厚為8 mm和7 mm、設(shè)計(jì)系數(shù)為0.72和0.6時(shí)，計(jì)算管道最小要求壁厚tmin分別為0.143 mm和0.172 mm，遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于8 mm管段壁厚最小測(cè)量值6.21 mm和7 mm厚管段壁厚最小測(cè)量值6.03 mm，表明在運(yùn)行壓力0.3 MPa下鋼管壁厚具有較大的安全裕度。

按照標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6477-2015，計(jì)算了公稱(chēng)壁厚為8 mm和7 mm、設(shè)計(jì)系數(shù)為0.72和運(yùn)行壓力為0.3 MPa條件下的該油改氣管道均勻腐蝕缺陷的臨界缺陷尺寸，如圖6所示。從圖6可知，當(dāng)運(yùn)行壓力為0.3 MPa時(shí)，對(duì)于壁厚為8 mm和7 mm的管線，當(dāng)缺陷深度分別在5.5 mm和4.5 mm以?xún)?nèi)、缺陷軸向長(zhǎng)度為233.11 mm和234.64 mm以?xún)?nèi)時(shí)均可接受。圖中不同缺陷深度的臨界缺陷軸向長(zhǎng)度為定值，主要是由于剩余壁厚比Rt遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于許用剩余壁厚比(RSFa)，按照標(biāo)準(zhǔn)計(jì)算臨界缺陷軸向長(zhǎng)度為定值，如對(duì)于壁厚為8 mm管道，當(dāng)缺陷深度分別在5.5 mm的剩余壁厚比為17.48，遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于許用剩余壁厚比0.9。因此，當(dāng)運(yùn)行壓力為0.3 MPa時(shí)，按照標(biāo)準(zhǔn)確定的臨界缺陷尺寸非常保守。鑒于此，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6151-2009 《鋼質(zhì)管道管體腐蝕損傷評(píng)價(jià)方法》[8]對(duì)腐蝕坑相對(duì)深度達(dá)到80%立即修復(fù)的規(guī)定，將80%的壁厚的腐蝕缺陷深度作為該管道剩余壽命的基準(zhǔn)，8 mm和7 mm鋼管對(duì)應(yīng)的80%壁厚的腐蝕缺陷深度分別為6.4 mm和5.6 mm。

圖6　基于SY/T 6477計(jì)算的均勻腐蝕臨界缺陷尺寸

3)管道腐蝕剩余壽命確定

綜合估算的腐蝕速率和腐蝕缺陷深度基準(zhǔn)，通過(guò)計(jì)算可知，設(shè)計(jì)系數(shù)為0.72時(shí)，壁厚7 mm和8 mm的鋼管腐蝕剩余壽命均大于30年。結(jié)合《中華人民共和國(guó)石油天然氣管道保護(hù)法》第二十三條“管道企業(yè)應(yīng)當(dāng)定期對(duì)管道進(jìn)行檢測(cè)、維修，確保其處于良好狀態(tài)”以及《石油天然氣管道安全監(jiān)督與管理暫行規(guī)定》第三十四條“石油管道應(yīng)當(dāng)定期進(jìn)行全面檢測(cè)。新建石油管道應(yīng)當(dāng)在投產(chǎn)3年內(nèi)進(jìn)行檢測(cè)，以后視管道運(yùn)行安全狀況確定檢測(cè)周期，最多不超過(guò)8年”的相關(guān)規(guī)定，結(jié)合上述腐蝕壽命預(yù)測(cè)結(jié)果，建議改輸氣管道檢測(cè)周期不超過(guò)8年。

7結(jié)論與建議

1)常規(guī)理化性能和抗脆性、延性斷裂能力評(píng)價(jià)結(jié)果表明，該管道在材質(zhì)上滿(mǎn)足輸油改輸氣要求。

2)水壓爆破試驗(yàn)結(jié)果表明，取樣管段承壓能力位于38.1～47.2 MPa范圍內(nèi)，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于改輸天然氣后管道最高運(yùn)行壓力0.3 MPa，具有足夠的安全裕度。

3)含缺陷管道適用性評(píng)價(jià)結(jié)果表明，當(dāng)運(yùn)行壓力為0.3 MPa時(shí)，在0.72和0.6兩種設(shè)計(jì)系數(shù)情況下6根鋼管的均勻腐蝕缺陷和環(huán)焊縫裂紋型缺陷均可接受。

4)管道最小要求壁厚計(jì)算值與取樣管段最小壁厚測(cè)量值對(duì)比表明，在運(yùn)行壓力0.3 MPa下鋼管壁厚具有較大的安全裕度。

5)基于取樣管段壁厚檢測(cè)數(shù)據(jù)估算的管道腐蝕剩余壽命超過(guò)30年，由于評(píng)估時(shí)未充分考慮改輸氣后管道腐蝕擴(kuò)展情況以及外部載荷對(duì)管道安全性的影響，因此，建議該輸油改輸氣管道檢測(cè)周期不超過(guò)8年。

參 考 文 獻(xiàn)

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[2] 中華人民共和國(guó)國(guó)家質(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)檢疫總局，中國(guó)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)化管理委員會(huì).輸送流體用無(wú)縫鋼管：GB/T 8163-2008[S].北京：中國(guó)標(biāo)準(zhǔn)出版社，2008：11.

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Fitness for Service Assessment on a Pipeline for Transmitting Gas instead of Oil

Li Lifeng1,2,LUO Jinheng1,2,ZHU Hui3,CHANG Dawei4,ZHANG Hao1,2

(1.CNPC Tubular Goods Research Institute,Xi′an,Shaanxi 710077,China； 2.State Key Laboratory of Performance and Structural Safety for Petroleum Tubular Goods and Equipment Materials,Xi′an,Shaanxi 710077,China; 3.Xing Jiang Oil Field Co.,Changji,Xinjiang 831100,China;4.West-east Gas Pipeline Co.,Shanghai 200000,China)

Abstract：Fitness for service and safety assessment on a pipeline for transmitting gas instead of oil were made through wall thickness inspection,nondestructive detection,fitness for service assessment of steel pipe material，full size steel pipe burst test，remaining strength evaluation and life prediction for pipeline with flaws,which can provide technical support for making decision for transmitting gas pipeline instead of oil pipeline.The assessment results indicate that the material of pipeline can be used for transmitting natural gas,and the pressure bearing capacity of steel pipes has sufficient safety margin compared to the maximum operating pressure of pipeline for transmitting gas instead of oil which is equal to 0.3MPa,and the corrosion and crack defects are acceptable under the pressure of 0.3MPa,and the corrosion remaining life is more than thirty years which is estimated based on pipeline thickness data.So it was suggested that the detection period of pipeline transmitting gas instead of oil is not more than eight years.

Key words：pipeline;material;fitness for service assessment;remaining strength evaluation;life prediction

第一作者簡(jiǎn)介：李麗鋒，男，1983年生，工程師，北京航空航天大學(xué)材料學(xué)碩士專(zhuān)業(yè)畢業(yè)，現(xiàn)就職于中國(guó)石油集團(tuán)石油管工程技術(shù)研究院安全評(píng)價(jià)與完整性研究所，從事油氣管道完整性評(píng)價(jià)技術(shù)研究及技術(shù)服務(wù)工作。E-mail：lilifeng004@cnpc.com.cn

中圖法分類(lèi)號(hào)：TE973.6

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：2096-0077(2016)03-0049-05

(收稿日期：2016-03-01編輯：葛明君)