油气管道完整性管理培训ppt课件
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油气管道完整性管理培训
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。
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
原始壁厚 管径，高 程、走向
3
介质，运 行参数和 输送方式
4
预评价资料及数据
腐蚀泄漏 事故，失 效案例和 维修 8
管道结构 内外检测 运行参数 运行历史 腐蚀监测 维抢记录 管段环境
试 验 数 据
管道试压 物理性检验、化 学性检验、腐蚀 性能检验
前提：有较为丰富的内检测及基础信息。
0
应力腐蚀试验 晶间腐蚀试验 化学成分检验 化学成分偏析 检验 硬度分析 金相组织分析 机械性能试验
直接评价（钢管外腐蚀）
预评价：选择检测方法和设备
密间距电位测量法
电流电位梯度法
特点
地面音频检漏法
交流电流衰减法
评价阴极保护系统
更精确确定防腐层
确定埋地管线防腐
评价防腐层管段的
有效性、确定杂散
电流影响范围、检 测防腐层漏点
漏点位置，识别孤
立还是连续破损。 电位梯度法还可评 估泄漏点尺寸、缺
层漏点位置，地面
• 4）确认直接评价更有效，能够取代内检测或压力试
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
油气管道完整性管理全套PPT-7-直接评价方法
• 无需与管道连接，在地面就可快速 评估管道中的杂散电流
• 可在沿管道方向的任意地方对杂散 电流进行监测。
• 定位杂散电流汇集流入点及流出点。 • 快速评估杂散电流缓解措施的效果。 SCM杂散电流测试仪
26
➢ JG－2A型直流电火花检测仪
• JG－2A型直流电火花检测仪是用于检测金属防腐涂层质 量的专用仪器。
2
7.1 腐蚀防护系统检测方法
• 腐蚀防护系统检测包括外防腐层检测和阴极保护检 测，检测针对管道外防腐层的状态和阴极保护的保 护效果。
• 外防腐层状况主要是指：表现防腐层整体状况的绝 缘电阻率，是否有局部破损点。
• 阴极保护效果主要是看：保护电位是否能处于有效 的保护范围内，是否出现欠保护与过保护的情况。
• RD400-PCM的4Hz频率和C-SCAN的973.5Hz频率得到了NACE RP0502-2002标准的推荐。
• C-SCAN仪器带有测量检测间距的GPS定位 系统，能标志破损点位置。
PCM
注：NACE—美国国际腐蚀工程师协会 C－SCAN
10
2. PEARSON检测法
11
PEARSON检测法优缺点
12
3.ACVG（交流电位梯度）法
13
A字架的破损点定位过程
• 电流方向在破损点两侧发生变化。如果在一个新位置电流指向前， 而在第二个位置电流指向后，就证明操作人员走过了故障点。
14
4. 直流电压梯度测试技术（DCVG）
15
DCVG测量过程
16
DCVG的破损点查找及定位过程
17
破损点处管体腐蚀活性判断
油气管道完整性管理
7 直接评价方法
1
概述
• 直接评价管道完整性评价方法之一。 • 三种直接评价方法：
• 可在沿管道方向的任意地方对杂散 电流进行监测。
• 定位杂散电流汇集流入点及流出点。 • 快速评估杂散电流缓解措施的效果。 SCM杂散电流测试仪
26
➢ JG－2A型直流电火花检测仪
• JG－2A型直流电火花检测仪是用于检测金属防腐涂层质 量的专用仪器。
2
7.1 腐蚀防护系统检测方法
• 腐蚀防护系统检测包括外防腐层检测和阴极保护检 测，检测针对管道外防腐层的状态和阴极保护的保 护效果。
• 外防腐层状况主要是指：表现防腐层整体状况的绝 缘电阻率，是否有局部破损点。
• 阴极保护效果主要是看：保护电位是否能处于有效 的保护范围内，是否出现欠保护与过保护的情况。
• RD400-PCM的4Hz频率和C-SCAN的973.5Hz频率得到了NACE RP0502-2002标准的推荐。
• C-SCAN仪器带有测量检测间距的GPS定位 系统，能标志破损点位置。
PCM
注：NACE—美国国际腐蚀工程师协会 C－SCAN
10
2. PEARSON检测法
11
PEARSON检测法优缺点
12
3.ACVG（交流电位梯度）法
13
A字架的破损点定位过程
• 电流方向在破损点两侧发生变化。如果在一个新位置电流指向前， 而在第二个位置电流指向后，就证明操作人员走过了故障点。
14
4. 直流电压梯度测试技术（DCVG）
15
DCVG测量过程
16
DCVG的破损点查找及定位过程
17
破损点处管体腐蚀活性判断
油气管道完整性管理
7 直接评价方法
1
概述
• 直接评价管道完整性评价方法之一。 • 三种直接评价方法：
油气管道完整性管理全套PPT-3-数据收集-含实际案例
（5）其他属性，如阀门类型、水工保护类型等，可由管道运营公 司提供资料。
16
3.2 数据采集
• 3. 中心线测量
➢ III. 精度要求 （1）测量点综合平面误差小于30cm（含探管仪误差）。 （2）相邻测量点连成的直线上，任意一点与对应的实际管道水平距离 不大于1.5m，即在管道转弯处相邻测量点构成的弦距不大于1.5m。 （3）相邻两测点的最远距离不大于200m。 （4）埋深误差小于0.15h(h为管道埋深)。 （5）地面高程精度：平原不低于30cm，山区精度不低于60cm。
15
3.2 数据采集
• 3. 中心线测量线来自设施要同步测量：（3）第三方管道及公共设施，包括地下电力电缆、污水管道、自 来水管道、地下电话电缆、光纤、电视电缆、高架电力线路、外部 输油输气管道、实体墙、油井、气井、电力变压器等。
（4）水工保护设施窄边宽度>=1m的应采集为面状要素、否则采集 为线状要素。
油气管道完整性管理
3 数据收集
1
数据收集
➢ 评价管道系统或管段潜在危险性的第一步，是要收集 能反映管道实际状况的数据和信息。
➢ 收集数据的类型，包括与运行历史、维护、巡线、设 计有关的信息。
➢ 相关信息还包括那些致使缺陷扩展（如管道本体或防 腐层的缺陷）、管道性能劣化（如焊缝）、或可能造 成新缺陷的情况（如靠近管道的挖掘作业）。
6
3.1 数据分类
• 2. 管道专业类数据
➢ （4）完整性评价
➢ 管道完整性评价数据包含管道内检测、直接评价、压力试 验以及日常检查中产生的数据。
➢ （5）站场数据 ➢ 管道站场数据包含站内所有输送设施和附属设施的详细参
数、应用环节、使用情况、管理人员信息等。
7
16
3.2 数据采集
• 3. 中心线测量
➢ III. 精度要求 （1）测量点综合平面误差小于30cm（含探管仪误差）。 （2）相邻测量点连成的直线上，任意一点与对应的实际管道水平距离 不大于1.5m，即在管道转弯处相邻测量点构成的弦距不大于1.5m。 （3）相邻两测点的最远距离不大于200m。 （4）埋深误差小于0.15h(h为管道埋深)。 （5）地面高程精度：平原不低于30cm，山区精度不低于60cm。
15
3.2 数据采集
• 3. 中心线测量线来自设施要同步测量：（3）第三方管道及公共设施，包括地下电力电缆、污水管道、自 来水管道、地下电话电缆、光纤、电视电缆、高架电力线路、外部 输油输气管道、实体墙、油井、气井、电力变压器等。
（4）水工保护设施窄边宽度>=1m的应采集为面状要素、否则采集 为线状要素。
油气管道完整性管理
3 数据收集
1
数据收集
➢ 评价管道系统或管段潜在危险性的第一步，是要收集 能反映管道实际状况的数据和信息。
➢ 收集数据的类型，包括与运行历史、维护、巡线、设 计有关的信息。
➢ 相关信息还包括那些致使缺陷扩展（如管道本体或防 腐层的缺陷）、管道性能劣化（如焊缝）、或可能造 成新缺陷的情况（如靠近管道的挖掘作业）。
6
3.1 数据分类
• 2. 管道专业类数据
➢ （4）完整性评价
➢ 管道完整性评价数据包含管道内检测、直接评价、压力试 验以及日常检查中产生的数据。
➢ （5）站场数据 ➢ 管道站场数据包含站内所有输送设施和附属设施的详细参
数、应用环节、使用情况、管理人员信息等。
7
石油天然气管道保护法培训课件(PPT 43张)
第二章 管道规划与建议
第十七条 穿跨越水利工程、防洪设施、河道、航道、铁路、公 路、港口、电力设施、通信设施、市政设施的管道的建设，应当 遵守本法和有关法律、行政法规，执行国家技术规范的强制性要 求。 第十八条 管道企业应当按照国家技术规范的强制性要求在管道 沿线设置管道标志。管道标志毁损或者安全警示不清的，管道企 业应当及时修复或者更新。 第十九条 管道建成后应当按照国家有关规定进行竣工验收。竣 工验收应当审查管道是否符合本法规定的管道保护要求，经验收 合格方可正式交付使用。
第三章 管道运行中的保护
第二十六条 管道企业依法取得使用权的土地，任何单位和个人 不得侵占。 为合理利用土地，在保障管道安全的条件下，管道企业可以与 有关单位、个人约定，同意有关单位、个人种植浅根农作物。但 是，因管道巡护、检测、维修造成的农作物损失，除另有约定外， 管道企业不予赔偿。 第二十七条 管道企业对管道进行巡护、检测、维修等作业，管 道沿线的有关单 6
第三章 管道运行中的保护
第二十二条 管道企业应当建立、健全管道巡护制度，配备专门
人员对管道线路进行日常巡护。管道巡护人员发现危害管道安全
的情形或者隐患，应当按照规定及时处理和报告。
第三章 管道运行中的保护
第二十三条 管道企业应当定期对管道进行检测、维修，确保其 处于良好状态；对管道安全风险较大的区段和场所应当进行重点 监测，采取有效措施防止管道事故的发生。对不符合安全使用条
发生失效事故，导致火灾、爆炸、中毒事件的发生，造成重大经济损失、人员伤 亡和环境污染。尤其是，当前我国不少管线已运行多年。据统计，在用管道中有 约60%服役时间超过20年，东部管网服役运行已30多年。例如，大庆至抚顺、 抚顺至鞍山、铁岭至秦皇岛、铁岭至大连等输油管道都是1970年代开建的。当 时设计标准较低、管道本身缺陷较多，加之投入不足，老化严重，这批管道已逐 渐进入事故高发期。
油气管道安全管理培训课件
油气管道安全管理
主要内容
• 输油管道的安全管理 • 输气管道的安全管理 • 管道检测技术 • 管道泄漏的检测与监测
油气管道安全管理
2
一、输油管道的安全管理
• 管道投产的安全措施 • 管道运行安全管理 • 管道的安全保护措施 • 管道维护和抢修的安全措施
油气管道安全管理
3
1. 管道投产的安全措施
• 直接法（基于硬件的检测）：直接 观察法、检漏电缆法、声学方法、 负压波法、光纤检漏法。
• 间接法（基于软件的检测方法）： 质量（或体积）平衡法、流量（或 压力）的突变法、实时模型法、统 计检漏法。
油气管道安全管理
36
（1）直接观察法
这种方法最简单的是请有经验的工人或 经过训练的动物巡查管线，通过看、嗅、听 或其它方式来判断是否发生泄漏。近年来， 美国OILTON公司开发出一种机载红外检漏 技术，它是由直升机携带一个高精度的红外 摄像机，沿管线飞行，通过分析管内输送介 质与周围土壤之间的细微温差，来检查长输 管线是否有泄漏发生。
• 两种类型的检测器现在都可以检测管线的腐蚀缺 陷和裂纹缺陷，相比而言，超声波检测器检测费 用高于漏磁检测，漏磁法检测器应用更要普遍一 些。
油气管道安全管理
34
四、管道泄漏的检测与监测
• 管道泄漏的检测方法 • 管线泄漏的监测系统 • 检漏系统的评估指标
油气管道安全管理
35
1. 管道泄漏的检测方法
油气管道安全管理
22
2. 输气管道试运投产安全措施
• 天然气置换过程中操作要平稳，升压要缓 慢，一般应控制天然气的进气流速或清管 球的运行速度不超过5m/s站内管线置换时 ，起点压力应控制在0.1 MPa左右。
• 置换放空时，根据情况适当控制放空气量 ，先由站内低点排污，用气体报警器测试 排污点，若天然气浓度超标时，改为高点 放空点放空。
主要内容
• 输油管道的安全管理 • 输气管道的安全管理 • 管道检测技术 • 管道泄漏的检测与监测
油气管道安全管理
2
一、输油管道的安全管理
• 管道投产的安全措施 • 管道运行安全管理 • 管道的安全保护措施 • 管道维护和抢修的安全措施
油气管道安全管理
3
1. 管道投产的安全措施
• 直接法（基于硬件的检测）：直接 观察法、检漏电缆法、声学方法、 负压波法、光纤检漏法。
• 间接法（基于软件的检测方法）： 质量（或体积）平衡法、流量（或 压力）的突变法、实时模型法、统 计检漏法。
油气管道安全管理
36
（1）直接观察法
这种方法最简单的是请有经验的工人或 经过训练的动物巡查管线，通过看、嗅、听 或其它方式来判断是否发生泄漏。近年来， 美国OILTON公司开发出一种机载红外检漏 技术，它是由直升机携带一个高精度的红外 摄像机，沿管线飞行，通过分析管内输送介 质与周围土壤之间的细微温差，来检查长输 管线是否有泄漏发生。
• 两种类型的检测器现在都可以检测管线的腐蚀缺 陷和裂纹缺陷，相比而言，超声波检测器检测费 用高于漏磁检测，漏磁法检测器应用更要普遍一 些。
油气管道安全管理
34
四、管道泄漏的检测与监测
• 管道泄漏的检测方法 • 管线泄漏的监测系统 • 检漏系统的评估指标
油气管道安全管理
35
1. 管道泄漏的检测方法
油气管道安全管理
22
2. 输气管道试运投产安全措施
• 天然气置换过程中操作要平稳，升压要缓 慢，一般应控制天然气的进气流速或清管 球的运行速度不超过5m/s站内管线置换时 ，起点压力应控制在0.1 MPa左右。
• 置换放空时，根据情况适当控制放空气量 ，先由站内低点排污，用气体报警器测试 排污点，若天然气浓度超标时，改为高点 放空点放空。
油气管道完整性管理全套PPT-12-站场完整性管理
• 主要步骤如下： • （1）实施准备：确定评价的目标和范围采用的方法和所需要的资
源。 • （2）识别设备的失效机理和失效模式。（3）评价数据的采集。 • （4）评估失效可能性。（5）评估失效后果。 • （6）风险评价。（7）风险管理。 • （8）风险再评价和RBI评价的更新。
7
3. 评估方法
• RBI风险包括失效可能性和失效后果，如图12.2所示。 • 失效可能性分析以通用失效概率为基础，然后通过设备修正因子
行适当的评估。
4
1. RBI技术的优点
• （1）RBI是一个综合的评价方法，将危险因素融合进检测计划， 并具有一定的决策功能，从质量和数量上将失效的可能性和失效 的后果系统综合，这样可根据风险程度确定承压设备的优先检测 排序。
• （2）RBI含有经济性分析。通过经济性分析，让用户将风险转换 到与之相关的总成本中，包括与伤亡、维护、替换、所损失的产 量相关的成本，便于管理层决策,降低继续运行高风险设备需要的 资源、维护或替换的费用。
• RBI技术是目前国际上新兴的设备完整性管理技术，是以风险评 价为基础，利用风险评价的结果对检测程序进行优化安排和管理 的一种方法。
• 该方法，一方面，充分考虑管道设备早期的检测结果和经验、服 役时间、管道损伤水平和风险等级来确定检测周期；
• 另一方面，提供合理分配检测和维修力量的基础。 • 它能够保证对高风险设备有较多的重视，同时，对低风险设备进
• （3）由于RBI 检测计划要做大量的前期准备工作和后期检测结果 的分析，因此应用RBI的企业一般会建立大型数据库。这有利于 用户之间的相互学习和交流，从而使检测计划更加细致、科学。
5Hale Waihona Puke 1. RBI技术的优点• （4）RBI技术有很强的灵活性。由于是基于风险的，在确 定了设备的风险等级后，就可以修正检测的频率而且可以改 变检测的方法和工具，其至检测的范围、质量和程度以及数 据采集都可以修正，这在传统的检测方法中是难以做到的。
源。 • （2）识别设备的失效机理和失效模式。（3）评价数据的采集。 • （4）评估失效可能性。（5）评估失效后果。 • （6）风险评价。（7）风险管理。 • （8）风险再评价和RBI评价的更新。
7
3. 评估方法
• RBI风险包括失效可能性和失效后果，如图12.2所示。 • 失效可能性分析以通用失效概率为基础，然后通过设备修正因子
行适当的评估。
4
1. RBI技术的优点
• （1）RBI是一个综合的评价方法，将危险因素融合进检测计划， 并具有一定的决策功能，从质量和数量上将失效的可能性和失效 的后果系统综合，这样可根据风险程度确定承压设备的优先检测 排序。
• （2）RBI含有经济性分析。通过经济性分析，让用户将风险转换 到与之相关的总成本中，包括与伤亡、维护、替换、所损失的产 量相关的成本，便于管理层决策,降低继续运行高风险设备需要的 资源、维护或替换的费用。
• RBI技术是目前国际上新兴的设备完整性管理技术，是以风险评 价为基础，利用风险评价的结果对检测程序进行优化安排和管理 的一种方法。
• 该方法，一方面，充分考虑管道设备早期的检测结果和经验、服 役时间、管道损伤水平和风险等级来确定检测周期；
• 另一方面，提供合理分配检测和维修力量的基础。 • 它能够保证对高风险设备有较多的重视，同时，对低风险设备进
• （3）由于RBI 检测计划要做大量的前期准备工作和后期检测结果 的分析，因此应用RBI的企业一般会建立大型数据库。这有利于 用户之间的相互学习和交流，从而使检测计划更加细致、科学。
5Hale Waihona Puke 1. RBI技术的优点• （4）RBI技术有很强的灵活性。由于是基于风险的，在确 定了设备的风险等级后，就可以修正检测的频率而且可以改 变检测的方法和工具，其至检测的范围、质量和程度以及数 据采集都可以修正，这在传统的检测方法中是难以做到的。
油气管道完整性管理全套PPT-5-管道风险评价
13
定量风险评价方法：
• 根据大量实验结果和广泛的事故数据和资料统计分析， 建立相关数学模型，量化分析每一风险对目标造成的 影响。
• 通常在定性分析之后进行。
14
风险评价方法
➢ 管道的风险评价方法模型分为相对指标模型、概率模 型等。
➢ 概率模型的评价方法尚未得到广泛应用。目前常采用 相对指标评估模型。
计算分值，然后将4项指数的分值逐项相加得出总分值。 ➢ ② 某一危害后果系数，称为泄漏影响因子。泄漏影响因子
与指数和相除，可得到最终的相对风险评估值。 ➢ 此方法可反复用于每一段管线，利用各段管道相对风险评
估值可绘制出整个管道风险曲线。
16
1. 评价模型
17
1. 评价模型
➢ 管道的相对风险评估值按下式计算：
6
风险因素、风险事件、风险损失与风险之间的关系：
风
风
实际结果
险
导致
险 引起 损 产生 与预期结
风
因
事
失
果之间的
险
素
件
差异
7
5.1 风险评价基本方法
• 风险评价：
–以诱发管道事故的各种因素为依据，以影响因素发展成 为危害的可能性为条件，以事故后果造成的损失为评价 指标，对在役油气管道的综合风险进行评价。
10
风险评价方法的有效性：
• 可信度：对使用的任何资料，都必须验证和检查其准确性。 • 预测能力：能识别和确认以前没有考虑到的管道完整性因
素。 • 反馈：不是静止的工具，而应是不断改进的过程。 • 记录：对风险评估过程，应充分地、全面地记录。 • 加权系数：各种因素的影响程度不相同，合理确定一组权
重系数。 • 管段：对管线进行合理分段。
定量风险评价方法：
• 根据大量实验结果和广泛的事故数据和资料统计分析， 建立相关数学模型，量化分析每一风险对目标造成的 影响。
• 通常在定性分析之后进行。
14
风险评价方法
➢ 管道的风险评价方法模型分为相对指标模型、概率模 型等。
➢ 概率模型的评价方法尚未得到广泛应用。目前常采用 相对指标评估模型。
计算分值，然后将4项指数的分值逐项相加得出总分值。 ➢ ② 某一危害后果系数，称为泄漏影响因子。泄漏影响因子
与指数和相除，可得到最终的相对风险评估值。 ➢ 此方法可反复用于每一段管线，利用各段管道相对风险评
估值可绘制出整个管道风险曲线。
16
1. 评价模型
17
1. 评价模型
➢ 管道的相对风险评估值按下式计算：
6
风险因素、风险事件、风险损失与风险之间的关系：
风
风
实际结果
险
导致
险 引起 损 产生 与预期结
风
因
事
失
果之间的
险
素
件
差异
7
5.1 风险评价基本方法
• 风险评价：
–以诱发管道事故的各种因素为依据，以影响因素发展成 为危害的可能性为条件，以事故后果造成的损失为评价 指标，对在役油气管道的综合风险进行评价。
10
风险评价方法的有效性：
• 可信度：对使用的任何资料，都必须验证和检查其准确性。 • 预测能力：能识别和确认以前没有考虑到的管道完整性因
素。 • 反馈：不是静止的工具，而应是不断改进的过程。 • 记录：对风险评估过程，应充分地、全面地记录。 • 加权系数：各种因素的影响程度不相同，合理确定一组权
重系数。 • 管段：对管线进行合理分段。
完整性管理ppt课件
By Zhang Shuai
1
目录
管道完整性管理概述 管道完整性管理内容 油库储运设备完整性管理思路
2
一 管道完整性管理概述
一、管道完整性管理的定义
管道完整性(PI：Pipeline Integrity)是指管道始终处于安全可靠的服役状态。 包括以下内涵：
（1）管道在物理上和功能上是完整的； （2）管道处于受控状态； （3）管道运行商已经并仍将不断采取行动防止管道事故的发生；
9
二 管道完整性管理内容
三、高后果区识别
高后果区（High Consequence Areas，HCAs）是指如果管道发生泄漏会严 重危及公众安全或造成环境较大破坏的区域。
高后果区域的划分标准：地区等级；特定场所。 高后果区域的管段是实施风险评价和完整性评价的重点管段，但它并不 是一成不变的，可通过人工巡线或高后果区域分析软件计算等方式进行识别。
进行量化。风险系数的定义为失效概率(Failure probability)和失效后果(Failure Consequence)的乘积：
S=I×P
识别潜在 危害因素
风险评价
风险等级
高危区域
风险评价的方法
（1）定性分析法：专家打分法、风险矩阵法和事故树法； （2）定量分析法：概率风险评价法（PRA）； （3）半定量风险评价法：
7
二 管道完整性管理内容
二、数据采集
实根据数据完整性工作包括数 据的收集、整合、更新及管理等内 容。
1 数据收集
数据类型分为五组： （1）设计、材料和施工数据； （2）路由数据； （3）运行、维护、检测和修理数据； （4）确定可能影响的敏感地区资料； （5）事故和风险数据。
8
二 管道完整性管理内容
1
目录
管道完整性管理概述 管道完整性管理内容 油库储运设备完整性管理思路
2
一 管道完整性管理概述
一、管道完整性管理的定义
管道完整性(PI：Pipeline Integrity)是指管道始终处于安全可靠的服役状态。 包括以下内涵：
（1）管道在物理上和功能上是完整的； （2）管道处于受控状态； （3）管道运行商已经并仍将不断采取行动防止管道事故的发生；
9
二 管道完整性管理内容
三、高后果区识别
高后果区（High Consequence Areas，HCAs）是指如果管道发生泄漏会严 重危及公众安全或造成环境较大破坏的区域。
高后果区域的划分标准：地区等级；特定场所。 高后果区域的管段是实施风险评价和完整性评价的重点管段，但它并不 是一成不变的，可通过人工巡线或高后果区域分析软件计算等方式进行识别。
进行量化。风险系数的定义为失效概率(Failure probability)和失效后果(Failure Consequence)的乘积：
S=I×P
识别潜在 危害因素
风险评价
风险等级
高危区域
风险评价的方法
（1）定性分析法：专家打分法、风险矩阵法和事故树法； （2）定量分析法：概率风险评价法（PRA）； （3）半定量风险评价法：
7
二 管道完整性管理内容
二、数据采集
实根据数据完整性工作包括数 据的收集、整合、更新及管理等内 容。
1 数据收集
数据类型分为五组： （1）设计、材料和施工数据； （2）路由数据； （3）运行、维护、检测和修理数据； （4）确定可能影响的敏感地区资料； （5）事故和风险数据。
8
二 管道完整性管理内容
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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%。
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
海洋油气装备与安全技术研究中心
23
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
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
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。
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
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
4
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
10
海洋油气装备与安全技术研究中心
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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
• 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
验的管道。
海洋油气装备与安全技术研究中心
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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
Hot-tap made by error ， 泄漏口大小和管径
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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~bbl的事 故104起（56.5%）；泄漏量50bbl以上的 事故80起（43.5%）。
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
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
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%。
海洋油气装备与安全技术研究中心
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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
海洋油气装备与安全技术研究中心
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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：
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。
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。