油气管道完整性管理培训
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外力破坏，泄漏口大 小和管径
外力破坏，泄漏口大 小和埋深
9
内外腐蚀分布
EGIG 8th
腐蚀和年份
腐蚀、泄漏口和年份
腐蚀失效和涂层类型
环
未 知
煤 焦 油
沥
氧
青
树
聚乙烯 脂
10
施工缺陷/材料失效 和失效频率
Hot-tap made by error 和管径
EGIG 8th
施工缺陷/材料失效， 泄漏口大小和年份
美国管道事故统计
3
危险液体管道 （严重事故） 气体管道
美国管道事故统计
4
危险液体管道 （重大事故） 气体管道
美国管道事故统计
5
美国管道事故统计——重大事故后果统计
6
失效频率
EGபைடு நூலகம்G 9th
失效频率
7
事故原因分布
EGIG 9th
各失效原因的年发生频率
8
外力破坏和管径 外力破坏和埋深
EGIG 8th
油气管道风险与完整性
中国石油大学 朱红卫
海洋油气装备与安全技术研究中心
Centre for Offshore Engineering and Safety Technology
Content
01 油气管道事故统计与分析 02 管道风险评价工程方法 03 管道完整性管理 04 总结
主要内容
2
危险液体管道 （所有事故） 气体管道
验的管道。
22
直接评价（油水钢管内腐蚀）
评价流程
01
预评价
02
间接检 测与评价
03
直接检 测与评价
04
后评价
1：准备工作包括1)资料及数据收集2)检测方法及仪器要求3)ICDA 可行性 评价4)ICDA 管段划分。 2：开展地面检测，结合历史记录，初步确定内腐蚀分布及程度。 3：依据间接检测结果，确定开挖数量及顺序，进行开挖检测、腐蚀管道 剩余强度评价、分析腐蚀原因，并对间接检测分级准则进行修正。 4：评价ICDA 的有效性和确定再评价时间。
17
国内管道事故统计
18
Content
01 油气管道事故统计与分析 02 管道风险评价工程方法 03 管道完整性管理 04 总结
主要内容
19
风险评价工程方法
工程方法
01 直接评价（油水钢管内腐蚀） 02 直接评价（钢管外腐蚀） 03 直接评价（干气和湿气管道内腐蚀） 04 缺陷评价 05 指数法评价
事故发生率为4起/年，其中10~49bbl的事 故2.3起/年，50bbl以上的事故1.7起/年。
设备故障与外力是引起墨西哥湾海底管道 泄漏的最主要原因，分别占34.3%和33.4%， 其次是天气因素、飓风和人为失误，分别 占19.2%、7.8%和4.5%，最后是撞击、井 喷和火灾，各占0.3%。
海底管道事故统计
14
海底管道事故统计
墨西哥湾海底管道泄漏事故平均水深336.7ft(102.6m)。 事故水深分布比例和离岸距离分布比例如下图。 水深30.48~91.44m(100~300ft)，距离海岸0~32.2km(0~20mi)是事故高发区海域。
15
海底管道事故统计
国内：1995~2012年共发生海底管道泄漏事故21起，平均1.17起/年。
内检测与风险评价
内腐蚀 外腐蚀
直接 评价
基于规范 基于有限元
缺陷 评价
寿命评价 风险评价
指数 评价
内检 测 ILI
无内 检测
直接评价
• 直接评价适用范围：只限于评价三种具有时效性 的缺陷，即外腐蚀、内腐蚀和应力腐蚀。
• 直接评价一般在管道处于如下状况下选用：
• 1）不具备内检测或压力试验实施条件的管道； • 2）不能确认是否能够实施压力试验或内检测的管道； • 3）使用其它方法评价需要昂贵改造费用的管道； • 4）确认直接评价更有效，能够取代内检测或压力试
同超声导波检测
装处防腐层，可较准确
地测定横截面积损失率
预评价：划分管段
直接评价（油水钢管内腐蚀）
ICDA 管段划分点
1 管径、壁厚变化点。 2 管输介质交接点。 3 化学药剂注入点。 4 清管器操作点（发射/ 接收点）。 5 流速明显变化点。 6 内防护措施明显变化点。
Hot-tap made by error ，泄漏口大小 和管径
11
管道老龄化
EGIG 9th
12
管道老龄化
EGIG 9th
13
1967-2012年墨西哥湾共发生海底管道泄 漏事故184起，其中泄漏量10~49bbl的事 故104起（56.5%）；泄漏量50bbl以上的 事故80起（43.5%）。
事故原因分布
① 第三方破坏事故7起，占12%； ② 冲刷悬空事故3起，占5%； ③ 腐蚀和自然灾害各2起，占3%； ④ 人为失误1起，占2%； ⑤ 未知原因事故6起，占10%。
事故海域分布
① 南海海域发生的事故次数最多，为9起，占38%； ② 渤海海域发生海底管道泄漏事故8起，占33%； ③ 东海海域4起，占17%。
7
其它数据 资料
10
直接评价（油水钢管内腐蚀）
预评价：选择检测方法
瞬变电磁检测
超声导波检测
超声检测
适 单根或间距大于2 倍埋 管道横截面积损失率的 管道剩余壁厚的检测 用 深的平行管道管壁减薄 检测 范 率的检测。不适用于点 围 蚀检测
特 点
不需开挖，检测方便快 捷
需开挖探坑，检测效率 较低，一般检测距离为 几十米，需去除探头安
输送介质
① 天然气泄漏4起，占19%； ② 油品泄漏17起，占81%。
16
国内管道事故统计
据不完全统计，自1995年至2012年，全国共发生各类管道安全事故1000多 起。
中国油气管道事故率平均3次/1000千米·年，远高于美国的0.5次/1000千 米·年。
中国在1998年前建成的管道只有2.34万公里。也就是说，目前服役的管道 中78%使用时间不足15年。
统计6年9起地下管道爆炸事故：管线自身的老旧、腐蚀是元凶之一，但并 非管线事故主因。除去3起未公布事故原因外，超过8成为外力人为破坏， “施工失误”、“违规作业”等是造成事故的主要原因。
通过梳理历年来的重大爆炸事故得出结论：第三方施工破坏、建筑物占压 管道或建筑物距离管道太近等现象应引起重视。
直接评价（油水钢管内腐蚀）
预评价：收集数据资料
内腐蚀和 防护日常 检测及调
查数据 1
腐蚀监测 数据
2
预评价资料及数据
腐蚀泄漏 事故，失 效案例和
维修 8
原始壁厚 管径，高 程、走向
3
内防腐层 种类厚度 补口施工
工艺 5
智能清管 器内检测 试压检测
9
介质，运 行参数和 输送方式
4
管道施工 概况
6
化学药剂 种类加注 方式位置
外力破坏，泄漏口大 小和埋深
9
内外腐蚀分布
EGIG 8th
腐蚀和年份
腐蚀、泄漏口和年份
腐蚀失效和涂层类型
环
未 知
煤 焦 油
沥
氧
青
树
聚乙烯 脂
10
施工缺陷/材料失效 和失效频率
Hot-tap made by error 和管径
EGIG 8th
施工缺陷/材料失效， 泄漏口大小和年份
美国管道事故统计
3
危险液体管道 （严重事故） 气体管道
美国管道事故统计
4
危险液体管道 （重大事故） 气体管道
美国管道事故统计
5
美国管道事故统计——重大事故后果统计
6
失效频率
EGபைடு நூலகம்G 9th
失效频率
7
事故原因分布
EGIG 9th
各失效原因的年发生频率
8
外力破坏和管径 外力破坏和埋深
EGIG 8th
油气管道风险与完整性
中国石油大学 朱红卫
海洋油气装备与安全技术研究中心
Centre for Offshore Engineering and Safety Technology
Content
01 油气管道事故统计与分析 02 管道风险评价工程方法 03 管道完整性管理 04 总结
主要内容
2
危险液体管道 （所有事故） 气体管道
验的管道。
22
直接评价（油水钢管内腐蚀）
评价流程
01
预评价
02
间接检 测与评价
03
直接检 测与评价
04
后评价
1：准备工作包括1)资料及数据收集2)检测方法及仪器要求3)ICDA 可行性 评价4)ICDA 管段划分。 2：开展地面检测，结合历史记录，初步确定内腐蚀分布及程度。 3：依据间接检测结果，确定开挖数量及顺序，进行开挖检测、腐蚀管道 剩余强度评价、分析腐蚀原因，并对间接检测分级准则进行修正。 4：评价ICDA 的有效性和确定再评价时间。
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国内管道事故统计
18
Content
01 油气管道事故统计与分析 02 管道风险评价工程方法 03 管道完整性管理 04 总结
主要内容
19
风险评价工程方法
工程方法
01 直接评价（油水钢管内腐蚀） 02 直接评价（钢管外腐蚀） 03 直接评价（干气和湿气管道内腐蚀） 04 缺陷评价 05 指数法评价
事故发生率为4起/年，其中10~49bbl的事 故2.3起/年，50bbl以上的事故1.7起/年。
设备故障与外力是引起墨西哥湾海底管道 泄漏的最主要原因，分别占34.3%和33.4%， 其次是天气因素、飓风和人为失误，分别 占19.2%、7.8%和4.5%，最后是撞击、井 喷和火灾，各占0.3%。
海底管道事故统计
14
海底管道事故统计
墨西哥湾海底管道泄漏事故平均水深336.7ft(102.6m)。 事故水深分布比例和离岸距离分布比例如下图。 水深30.48~91.44m(100~300ft)，距离海岸0~32.2km(0~20mi)是事故高发区海域。
15
海底管道事故统计
国内：1995~2012年共发生海底管道泄漏事故21起，平均1.17起/年。
内检测与风险评价
内腐蚀 外腐蚀
直接 评价
基于规范 基于有限元
缺陷 评价
寿命评价 风险评价
指数 评价
内检 测 ILI
无内 检测
直接评价
• 直接评价适用范围：只限于评价三种具有时效性 的缺陷，即外腐蚀、内腐蚀和应力腐蚀。
• 直接评价一般在管道处于如下状况下选用：
• 1）不具备内检测或压力试验实施条件的管道； • 2）不能确认是否能够实施压力试验或内检测的管道； • 3）使用其它方法评价需要昂贵改造费用的管道； • 4）确认直接评价更有效，能够取代内检测或压力试
同超声导波检测
装处防腐层，可较准确
地测定横截面积损失率
预评价：划分管段
直接评价（油水钢管内腐蚀）
ICDA 管段划分点
1 管径、壁厚变化点。 2 管输介质交接点。 3 化学药剂注入点。 4 清管器操作点（发射/ 接收点）。 5 流速明显变化点。 6 内防护措施明显变化点。
Hot-tap made by error ，泄漏口大小 和管径
11
管道老龄化
EGIG 9th
12
管道老龄化
EGIG 9th
13
1967-2012年墨西哥湾共发生海底管道泄 漏事故184起，其中泄漏量10~49bbl的事 故104起（56.5%）；泄漏量50bbl以上的 事故80起（43.5%）。
事故原因分布
① 第三方破坏事故7起，占12%； ② 冲刷悬空事故3起，占5%； ③ 腐蚀和自然灾害各2起，占3%； ④ 人为失误1起，占2%； ⑤ 未知原因事故6起，占10%。
事故海域分布
① 南海海域发生的事故次数最多，为9起，占38%； ② 渤海海域发生海底管道泄漏事故8起，占33%； ③ 东海海域4起，占17%。
7
其它数据 资料
10
直接评价（油水钢管内腐蚀）
预评价：选择检测方法
瞬变电磁检测
超声导波检测
超声检测
适 单根或间距大于2 倍埋 管道横截面积损失率的 管道剩余壁厚的检测 用 深的平行管道管壁减薄 检测 范 率的检测。不适用于点 围 蚀检测
特 点
不需开挖，检测方便快 捷
需开挖探坑，检测效率 较低，一般检测距离为 几十米，需去除探头安
输送介质
① 天然气泄漏4起，占19%； ② 油品泄漏17起，占81%。
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国内管道事故统计
据不完全统计，自1995年至2012年，全国共发生各类管道安全事故1000多 起。
中国油气管道事故率平均3次/1000千米·年，远高于美国的0.5次/1000千 米·年。
中国在1998年前建成的管道只有2.34万公里。也就是说，目前服役的管道 中78%使用时间不足15年。
统计6年9起地下管道爆炸事故：管线自身的老旧、腐蚀是元凶之一，但并 非管线事故主因。除去3起未公布事故原因外，超过8成为外力人为破坏， “施工失误”、“违规作业”等是造成事故的主要原因。
通过梳理历年来的重大爆炸事故得出结论：第三方施工破坏、建筑物占压 管道或建筑物距离管道太近等现象应引起重视。
直接评价（油水钢管内腐蚀）
预评价：收集数据资料
内腐蚀和 防护日常 检测及调
查数据 1
腐蚀监测 数据
2
预评价资料及数据
腐蚀泄漏 事故，失 效案例和
维修 8
原始壁厚 管径，高 程、走向
3
内防腐层 种类厚度 补口施工
工艺 5
智能清管 器内检测 试压检测
9
介质，运 行参数和 输送方式
4
管道施工 概况
6
化学药剂 种类加注 方式位置