油气管道完整性管理培训课件

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内腐蚀 外腐蚀
直接 评价
内检测与风险评价
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
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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
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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
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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%。
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美国管道事故统计——重大事故后果统计
6
失效频率
EGIG 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
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
管道施工 概况
6
化学药剂 种类加注 方式位置
7
其它数据 资料
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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
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。
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国内管道事故统计
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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
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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
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。
环
未 知
煤 焦 油
沥
青 聚乙烯
氧 树 脂
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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
Hot-tap made by error ，泄漏口大小和 管径
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管道老龄化
EGIG 9th
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管道老龄化
EGIG 9th
油气管道风险与完整性
1
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源自文库
危险液体管道 （所有事故） 气体管道
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
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
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
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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。
验的管道。
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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。
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%。
海底管道事故统计
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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。
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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。