油气管道检测及修复应用实践

2、管道管理主要历程
2010年
开始通过引进 外检测技术、对管道 进行了防腐层等检测。
2005年
输油干线共35个站间段安装了 35套泄漏监测系统。
1964年
第一座原油管道阴极保护站建成
1996年
廊坊管道局合作引进管道 漏磁内窥检测器开展漏磁内窥检测
2000年
研发内窥检测器，正式有计划的开展内检测
2000年-2008年
停输检测。
腐蚀状况。
应力缺陷。
结合开挖检测掌握高风险段内腐蚀状况。
受模拟准确性制约；配套内 间距不足、被磁化、穿跨
仅适用于外部缺陷和阴保有效性检测。 不能对全线内腐蚀状况进行检测。
防腐管道无法应用。
越管道等无法检测
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二 油气管道检测应用实践
1、检测方法的选择-管--道-内内检检测 超声波腐蚀检测器与漏磁腐蚀检测器技术指标
24
二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
多次变经管道内检测
运行后发现检测器断裂、整体被硬蜡块包裹、漏磁探头全部损坏、几何探头损坏4处、 里程轮被蜡包裹失效，连接电缆断裂、机体多处损伤，清出蜡质污物约100公斤。
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二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
多次变经管道内检测
检测受损评估：
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二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
利用数值模拟技术实现长距离超稠油管道内检测
由于管道采取掺稀（燃料油）输送的模式，考虑利用燃料油这一良好的资源，通 过燃料油、稠油交替输送工艺的控制，将检测器放入低温的燃料油段进行输送。从而达 到检测条件，实现内窥检测。如示意图。
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二 油气管道检测应用实践
2019
油气管道检测及修复应用实践
尊敬的各位领导，各位专家，各位来宾：
大家好！下面，我代表公司进行交流发 言。不妥之处，请大家批评指正。
一 长输管道管理概况
二 油气管道检测应用实践 三 油气管道修复应用实践 四 应用成效及认识
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一 油气长输管道概况
4
一、长输管道管理概况
5
一、长输管道管理概况
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三 油气管道修复应用实践
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三 三 油气管道修复应用实践 二
1、管道本体修复方法的选择
法） 、DCVG （直流电位梯度法）
适用于各类管道
管道间距＞0.5m，无电磁 适用于各类管道 干扰管道
适用于各类管道
可实现在线不停输检测；可 在线检测管线腐蚀程度，
可靠性高；可实现在线不停输检测；全面
对外部缺陷检测可靠性高；可实现在线不
检测管道内腐蚀敏感区域内 准确查找壁厚变薄部位或
掌握管道内腐蚀状况；利用超声导波技术，
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二 油气管道检测应用实践
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二 油气管道检测应用实践
1、检测方法的选择 2015年根据股份公司总体部署，结合新疆油田油气管道特点，选取特色管道进行检测
试点，通过试点，掌握了3类管道检测评价技术特点及使用界限
序号 1 2 3 4
名称
关键 技术 使用 条件
优点
缺点
内腐蚀检测
外腐蚀检测
全面检验
本体腐蚀检测
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二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
利用数值模拟技术实现长距离超稠油管道内检测
检测的难点： 1）管输温度超过漏磁检测器本体耐温：由于风城稠油具有高凝高粘的特性（50℃ 粘度在2万mPa.s～5万mPa.s，凝固点32℃），因此，原油脱水温度在95℃左右，处理 后原油直接交油外输，管输温度88℃～63℃，但漏磁检测器最高耐温55℃； 2）降温输送风险大：若参考其他稠油管道降温输送进行内检测的方式，由于前段 的高温稠油在输送过程中会对后段的低温稠油有传热升温的作用，因此，起点温度需降 温至50℃以下。存在安全输送风险。
可以看出两种检测方式都各有利弊和各自的适用范围, 但漏磁检测费用较低，适用 介质宽，我公司在2000年就开始漏磁检测的应用实践，具有丰富的经验。管道内检优 先选用漏磁波内窥检测。
二 油气管道检测应用实践
1、检测方法的选择-管--道-外内检检测
外腐蚀直接评价（ECDA） l 管线腐蚀环境检测：土壤腐蚀性检测、杂散电流检测 l 阴极保护有效性检测：测试桩通/断电电位检测、密间隔电位检测（CIPS） l 防腐层性能检测：交流电流衰减法（PCM） l 漏损点定位检测：直流电位梯度法(DCVG)
131.98－143.98 143.98－146.57 146.57－147.17
管道外径 （
mm）
273
219
219
管道壁厚 （
mm）
10
8
8
管道长度 管容（m3） (km)
4
201
22.5
728
23.5
760
219
8
19.2
621
273
10
9
452
219
8
17.4
563
273
10
9.7
487
273
2016年
2017-2021
检测与评价技术应用：
在三化线以“管道检测和修复技术” 为重点，开展管道检测、修复技术 适用性评价试点工作。
管道完整性五年规划：
按照五年全覆盖原则制定规划。五年内完 成全部管道完整性管理建设，同时完善完 整性管理体系、系统检测管道缺陷，消减 风险，降低管道失效率，提高本质安全。
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二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
多次变经管道内检测
后续清管检测措施
Ø 限制点排除：因检测器断裂可以判断出管线存在较大限制点，此限制点位需要排除才可进行下 一步清管；
Ø 采取升温运行进行溶蜡或软化蜡质； Ø 采用新型清管器对管线进行进一步清管
清管顺序:通过性--中度清管--重度清管--清管结束
二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
利用数值模拟技术实现长距离超稠油管道内检测
风-克管道，是国内首条口径最大（D457）、站间距最长（102.26km）、高压(8MPa)高温 （起点95℃，终点60℃）超稠油输送管道。采取掺稀输送的运行模式。管道自2012年投产以来，未 曾进行过检测，管道本体状况与防腐层情况不明，无法对管道的安全可靠性进行评估。
送管道的数值模拟计算。
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二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
利用数值模拟技术实现长距离超稠油管道内检测
冷热油顺序输送沿线温度变化模拟结果
输送冷油时的轴向温度变化
输送热油时的轴向温度变化 20
二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
利用数值模拟技术实现长距离超稠油管道内检测
冷热油顺序输送压力变化模拟结果
2、特殊管道检测方法
多次变经管道内检测
根据检测器的损坏情况，及残留数据分析发现： Ø 几何信道有被蜡影响了21km的迹象; Ø 设备的里程轮在30.7km处发生故障并失效。 Ø 设备内部的一根导线在约51.5km处断裂，设备在约57.1km处断电并关机。
原始数据显示运行时间为17:20:22（62422s）------由于里程轮失效，所以基于平均速度加 实际运行时间得出，检测器断电时的大概里程是57.1km。 检测失败原因分析： u 由于蜡堆积造成; u 管道存在限制点或管道内壁异物脱落卡阻。
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二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
利用数值模拟技术实现长距离超稠油管道内检测
2）建立冷热原油交替输送 数学模型 冷热原油交替输送过程中，
存在水力和热力耦合。在排量确 定的前提下，根据水力、热力计 算，以冷热油交界面温度不超过 50℃为约束条件，即可确定燃料 油的输送时间。
p (pv ) 0 t z
v v v 1 * p g sin F v v 0
t t p t
2D
C p
dT dt
C p
dT dz
T
dp dt
f 2D
v
3
2q D
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二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
利用数值模拟技术实现长距离超稠油管道内检测
3）利用冷热油交替输送 数值模拟技术，建立仿真模 型 利用SPS软件进行冷热油输
逐步推行的地理信息系统、生产数据自动采集系统、生产调度指挥 系统融为一体的“油气储运数字化”
3、管道完整性管理主要历程
完整性 2015年 规划
管道完整性管理试点：
在克乌线以完整性管理“全流程” 为重点，开展管道完整性管理试点 工作，搭建了完整性管理平台、完 成了完整性管理体系建设、构筑了 完整性数据库、培养了完整性管理 团队。
道压力升高，是否满足管输安全要求？ 4）燃料油的输量、输送时间应如何确定，才能确保整个燃料油段的温度不高于55℃？
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二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
利用数值模拟技术实现长距离超稠油管道内检测
1）工艺调整，以适应交 替输送 由于到风城首站具备事故处
理流程，即发生事故时，可启动 5#离心泵将燃料油注入到干线中。 本次检测启用该流程，将一段低 温燃料油（25℃）注入到管道中， 工艺运行调整如右图。
非接触检测技术
防腐层测评价技术
基于风险的埋地钢质管道腐蚀检测评价技 术
瞬变电磁
多相流腐蚀模拟+超声导波+ 磁力层析
超声波+漏磁
应力集中扫描（SCT）
DM/PCM （多频管中电流法） 、 ACVG （交流电位梯度法）、CIPS（密间隔电位
DM/PCM、CIPS、DCVG、超声导波、合于 使用评价、超声波
项 目 显示方式 适用介质
记录 通道数
纵向分辨率 /mm
超声波 漏磁
数字 模拟
液体
256
2.5(1m/s)
液体/气体
32(腐蚀实 用16)
4.76
测量 灵敏度
0.2mm
管道壁 厚10%
周向 分辨率
圆周长/ 256
圆周长/ 16
允许 蜡层厚度
<1 mm
无严格 规定
最小 曲半径
90°×2.5 Dn
90°×1.5 Dn
检测器里面的传感器指针2和3，支撑轮2和3 ，在6点方位受到严重损坏。当TDC传感器在235 度时，检测器断电（很可能是由于牵拉杆突然中断，输出电缆损坏）。
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二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
多次变经管道内检测
检测受损评估：
检测器里面的后支撑板受到严重变形 ，后支撑板卡住。
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二 油气管道检测应用实践
4
次变经未曾进行过内检测，管道本体状
况与防腐层情况不明，无法对管道的安 5
全可靠性进行评估。
6
站间名称
总站–二站 二站–三站 三站–四站 四站–五站 五站–六站 六站–末站
管道里程（km）
0－4 4－26.5 26.5－50
50－69.2 69.2－78.2 78.2－95.6 95.6－105.3 105.3－131.98
冷油输送24h时压力温度变化曲线
由于冷油的注入，导致热油温度降低，可能会引起管道超压，因此，模拟计算了温度满足要求时，管 道的压力曲线，从模拟结果显示，管道的小幅上升，可以满足管道运行的安全。
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二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法 取得的成果
利用数值模拟技术实现长距离超稠油管道内检测
2、特殊管道检测方法
利用数值模拟技术实现长距离超稠油管道内检测
要实现该输送工艺，需解决以下几个关键问题： 1）现场是否具备顺序输送的工艺流程？ 2）燃料油与稠油顺序输送，同时属于冷热原油交替输送，在输送过程中，前后两端的高温稠油
会对燃料油进行加热，原管床温度也会提高燃料油的温度，这部分加热温升应如何计算？ 3）低温燃料油与稠油的两个掺混界面会拉低稠油的温度，引起的稠油粘度上升，是否会造成管
10
26.68
1341
273
10
12
603
219
8
2.59
84
159
7
0.6
10
23
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二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
多次变经管道内检测
2018年6月5日至6月15日总计清管四次，清管器类型：皮碗+直板测径板；皮碗+直板 钢刷；皮碗+直板磁铁*2
2018年6月25日16:15至6月26日15:18进行总站-四泵站漏磁检测（采用变径清管器）， 总计运行23小时03分钟，平均速度约为0.94m/s
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二 油气管道检测应用实践
2、特殊管道检测方法
多次变经管道内检测
序号
克独三管输油管道于1962年12月19
日投产，起点位于克拉玛依市总站，终
1
点位于独山子区独山子末站，管线总长
147.17千米，设计输油压力为6.5 MPa， 2
设计输油能力为85×104t/a，管材
3
219/273×（10/9/8）20#钢管。因多
1）建立了一种实现高温长距离超稠油管道本体漏磁内检测的方法（正在申报发明专利） 采用顺序输送工艺，并利用数值模拟技术，实现对输送工况的模拟分析，优选出适宜的排量、交替
输送时间，保证管输温度低于检测器耐温，实现稠油管道本体内检测。 2）采用稠稀油交替输送工艺，替代传统的降温输送，保证了管输安全性。
对稠油管道的内检测，以往的常规做法，是将稠油短时间内降温输送，新疆油田已采用降温输送的 方法完成了其他稠油管道的内检测，但风城稠油粘度大，且管输距离长，降温输送风险大。采用稠稀 油交替输送工艺，可以满足检测器耐温要求，且能保证管输安全性。