油气管道抢修技术进展

引言

能源是国民经济的命脉，油气管道作为“能源血管”，其安全输送直接关系国家能源安全。截至 2024 年底，我国长输油气管道总里程达 18.5 万km，其中原油管道 12.2 万 km、天然气管道 4.5 万 km、成品油管道 1.8 万km，形成覆盖全国的能源输送网络。但“重建设、轻维护”的问题长期存在：2010 年墨西哥湾漏油事故后，海洋油气开发输送的应急装备需求凸显；“十一五”期间我国虽在管道模拟仿真、卫星遥感、漏磁检测等技术上有所提升，但维抢修体系的装备投入与成果仍显不足——2006 年中石油集团虽率先建成管道维抢修应急体系，却缺乏统一的技术标准规范。为破解这一困境，国家发改委批准组建油气管道输送国家安全工程实验室，系统性推进维抢修技术研究，为管道安全运行提供技术保障。

一、油气管道开孔封堵技术进展

开孔封堵技术是管道维抢修基础技术，通过焊接封堵三通、依次安装夹板阀、开孔机与封堵头隔离管内介质，分带压与不带压作业，广泛用于陆地中低压管道漏点修复、阀门更换。

1.1 开孔机与封堵器的技术突破

开孔机核心难点为带压安全防泄漏、扭矩与效率平衡防卡钻、筒刀寿命与切屑控制防堵塞。2006 年前，我国装备严重依赖进口，仅 2 家单位能处理 720mm 管径管道，各仅2 套美国TDW 设备，单套成本800 余万元。

国内团队针对性攻关：刀具采用高速钢与硬质合金复合的双金属带状锯条刀，切屑残留减 60% ，寿命达原2.3 倍；结构上通过仿真优化焊接参数（如180-220A 电流、 150^∘C 预热时热影响区 ⩽5mm ），法兰抗压强度提升 35% 。

封堵工艺早期有短板：李朝阳团队设备仅 0.78MPa 封堵压力，刘罡改进的 DNF 型虽达 2.0MPa ，仍无法满足西气东输（ Φ_(6-10MPa) ）需求。2006 年，中石油联合高校研制出适配 800-1200mm 管径、 10MPa 压力的设备，2008 年在西气东输定远站完成 1016mm 管径、 8MPa 带压开孔，作业周期从 12 小时缩至8 小时，但核心部件进口，国产化率 55% 。

1.2 技术应用局限

在大口径 (⩾1000mm) ）、高压力 (⩾10MPa ）管道中，仍存在不足：一是 1016mm 管径封堵头重约 500kg ，贴合度下降致密封可靠性降 15%-20% ；二是介质粉尘 gtrsim5mg/m³ 时，夹板阀密封寿命从 72 小时骤减至 24 小时；三是 30% 作业后需清管处理切屑残留；四是 1200mm 管径作业时，筒刀寿命仅3-4 次，远低于 800mm 管径的8-10 次，增加成本。

二、大口径带压开孔与焊接强度优化

针对开孔封堵技术在大口径管道的局限，国内团队从设备结构改进与焊接风险控制两方面攻关，提升适配性与安全性。

2.1 带压开孔技术的结构改进

为解决封堵头自重影响密封的问题，研究者设计“悬挂式”与“双级悬挂式”封堵头：前者以“上挂 + 下顶”转移重量，使封堵单元贴合压力提升 25% ，适配管径 600-1400mm ；后者加二级密封单元，密封可靠性超 98% ，可应对 12MPa 高压。

试验显示， 1200mm 管径、 10MPa 压力的天然气管道维修中，改进技术将作业时间从 24 小时缩至 16 小时（效率提 33% ），卡钻风险从 8% 降至 2% 以下，落板风险从 5% 降至 0.5% ，已在西气东输二线等干线应用 40 余次，零安全事故。

2.2 带压焊接的风险控制技术

带压焊接需在高压管道焊三通，因管壁特性、温度场 (-20-50^∘C ）与应力易生裂纹，合格率曾低于 85% 。团队从两方面突破：工艺上，打底焊用E6010 焊条（电流 100-120A、电压 18-20V），填充 / 盖面焊用 E5015 焊条（电流 140-160A、电压 22-24V），控温 150-200^∘C 预热、 ⩾120^∘C 层间温、250^∘C 后热 1 小时，使焊接应力降 40% ，冷裂纹率 <3% ；检测上，用“超声（UT） + 射线（RT）”双重检测，合格率超 98% ，满足高压管道要求。

三、管内智能封堵技术发展与应用

管内智能封堵技术无需在管道外壁焊接三通与安装开孔机，通过管内智能封堵器实现介质隔离，是近年维抢修技术的重要突破，尤其适用于高压、大口径及海洋管道维修。

3.1 技术核心优势

相较传统开孔封堵技术，其优势显著：一是安全风险更低，规避带压焊接缺陷、鞍形板掉落等问题，作业事故率从5% 降至0.1% 以下；二是效率更高，海底管道维修周期从 72 小时缩至 36 小时，陆地管道从 3 天压至 1 天，1016mm 管径天然气管道每小时可减少 5 万立方米介质放空损失；三是应用更广，覆盖海陆场景（海底阀门更换、立管维修，陆地管段试压、阀门修理等），适配管径 500-1400mm 、压力 ⩽12MPa ；四是成本更优，省去夹板阀、开孔机等设备，机具成本节约 30%-40% ，单次作业可省500 万-800 万元。

3.2 国内外技术发展现状

国外技术成熟：挪威 PSI 公司 1999 年完成全球首次作业，封堵器靠自锁锚定机构无需外电，曾实现400 天持续封堵；美国TDW 的SmartPlug 适配管径 400-1600mm ，靠介质压力自动密封，应用于全球 200 余条管道；英国StalsGroup 的 SealPlug 可水下 3000 米作业，支持远程无人化维修。

国内近年追赶：中国石油大学（北京）张仕民团队研发一体化封堵器（含封堵、清管、通讯、液压单元），经多次试验，密封可靠性 99% ，锚定力满足 12MPa 需求；赵宏林团队用“声波 + 电磁”双模通讯，实现 10km 内实时传输，延迟 ⩽0.5 秒；赵弘提出气动封堵器方案，靠介质压力驱动，减重 40% 适配海洋狭小空间。目前技术已在渤海油田、西气东输三线试点，国产化率 70% ，逐步打破国外垄断。

3.3 典型应用工艺（以阀门更换为例）

流程清晰可控：第一步，通过发球筒用 0.8-1.2MPa 压缩空气，将封堵器送至待换阀门上游 10-15 米处，靠定位传感器（精度 ±0.5 米）确定位置；第二步，地面指令启动内置液压系统，锚爪嵌入管壁锚定，密封囊充气至管道压力1.2 倍形成初始密封；第三步，排空球筒介质，利用 8-10MPa 压差驱动自锁机构封堵，关闭截断阀后更换阀门；第四步，平衡管内压力解封，收回锚爪与密封囊，通过收球筒取回封堵器，全程 12 小时内完成，远快于传统技术的24 小时。

四、结论与展望

我国油气管道维抢修技术已从“被动应对”迈向“主动保障”：陆地大口径（ ⩽1400mm, ）、高压 (⩽10MPa ）管道带压开孔封堵技术成熟，焊接合格率超 98% ；海洋浅水 (⩽200 米）海底管道干式维修及管内智能封堵试点见效。但核心部件（如高压密封胶圈）仍依赖进口，深海（ ∵200 米）技术空白，标准不完善。

未来需三方面突破：一是推进装备自主化，攻关高压密封材料、高精度筒刀，实现国产化率 ⩾90% ；二是加强智能数字化，用 AI 优化方案、物联网监测设备，故障预警率 ⩾95% ；三是研发水下 3000 米智能封堵器，参考ISO13623 建全生命周期标准，筑牢能源管道安全屏障。