油气管道完整性管理培训
油气输送管道完整性管理规范
油气输送管道完整性管理规范一、总则1. 为了保证油气输送管道的完整性，保护人民群众的安全，防止资源的浪费和污染，特制订本规范。
2. 本规范适用于全国范围内的油气输送管道。
二、监管机构1. 由行业主管部门对油气管道完整性进行监督。
2. 各省份及地方人民政府应建立或委托专业机构负责通过定期的安全检查和监督来确保油气输送管道的完整性。
三、油气输送管道的安全检查1. 由拥有专业油气输送设备使用许可的机构对油气管道进行定期的安全检查和检测。
2. 机构应定期检查管道的外观，结构和装置保护，确保无损坏现象发生。
进行适当的腐蚀控制，并定期检查腐蚀情况，防止管线腐蚀破坏完整性。
3. 机构应定期检查防腐蚀改造和修理工作情况，确保管道安全。
4. 工程施工单位应定期检查油气管道是否受到机械损坏或其它不可预料因素影响。
5. 严禁以任何方式、暗地等未经允许穿越、改变油气管道。
1. 设立油气输送管道的安全管理部门和责任人，负责管道完整性监管。
2. 建立完善的油气管道维护和保养机制，预防管道的损坏。
3. 加强人员的安全教育，保证油气管道的安全生产。
4. 建立完善的专业技术人员搜寻、救援、维修及疏散体系，以便根据工程项目需要进行及时、准确、及时地应急处理工作，保障人民群众的生命安全与财产安全。
五、处罚1. 对违反本规范的行为将依照国家的相关法律法规进行处理。
2. 违反使用油气管道的完整性管理规定的，由有关领导或行政相对人依法责令改正，并依法给予处罚。
3. 构成犯罪的，由治安警察机关依法追究责任。
六、附则本规范自发布之日起施行。
油气管道完整性管理全套PPT-7-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
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➢ 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。
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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
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2. PEARSON检测法
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PEARSON检测法优缺点
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3.ACVG（交流电位梯度）法
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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。
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4. 直流电压梯度测试技术（DCVG）
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DCVG测量过程
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DCVG的破损点查找及定位过程
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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方法与技术要点分析
油气管道完整性管理方法与技术要点分析摘要：油气管道实施完整性管理，有利于对运行期间管道所存在的风险隐患进行有效识别与控制，收集与处理管道运行数据信息，精准评估油气管道运行风险，并在配套系统平台支持下提出与制定完整性管理策略，有效降低油气管道泄露、爆炸等安全事故发生几率。
如何有效运用油气管道完整性管理方法和技术，是目前各相关人员需要考虑的问题。
关键词：油气管道；完整性管理；技术要点；引言近年来中国油气管道工程稳步推进，油气管网逐渐完善，合作建设多条陆上油气进口通道。
中缅、中亚、中哈、中俄油气长输管道先后投入使用[1-2]。
随着管线运行时间的增加，由于管道材质老化、制造缺陷、第三方破坏、自然灾害、误操作等因素引起的管道泄漏和燃烧爆炸等事故偶有发生，这类事故不仅破坏生态环境，导致人员伤亡，同时造成巨大的经济损失。
自21世纪以来，管道管理模式发生了重大变化，管道完整性管理逐渐成为全球管道行业预防事故发生、实现事前预控的重要手段，是以管道安全为目标并持续改进的系统管理体系。
其内容涉及管道设计、施工、运行、监控、维修、更换、质量控制和通信系统等管理全过程，并贯穿管道整个全生命周期内。
1油气管道完整性管理基本内容油气是支撑我国经济发展及推进国家深入建设的重要战略资源，从目前我国油气资源开发情况来看，正面临油气资源匮乏的局面，现阶段我国油气资源输出主要依靠国外进口，并通过以公路、铁路、水路、航空以及管道多种方式对油气资源进行运输，其中管道运输方式具有安全性高、能耗少以及满足大运输量需求等特点，再加上管道运输相较于上述四种运输方式，在成本投入方面较少，使得管道运输逐渐成为现阶段原油运输市场中主要使用的方式。
安全技术应用是确保油气管道有效管理的基础，科学且完善的管理举措实施直接关系着油气管道运输效率和质量，并减少油气管道泄露等问题发生。
管道自身存在缺陷或管道管理方法不合理，均会影响管道使用质量，且存在缺陷的管道，受到外部因素干扰影响，极易加剧管道腐蚀，腐蚀问题过于严重，将会诱发油气泄露事故，造成环境污染同时，并威胁周边居民生命安全。
油气管道完整性管理全套PPT-3-数据收集-含实际案例
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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。
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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）。
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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。
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油气管道安全管理培训课件
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
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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
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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
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（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
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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
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1. 管道泄漏的检测方法
油气管道安全管理
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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。
中国石油天然气股份有限公司油气田管道和站场完整性管理规定
—3—
第十条 不同类型、不同风险的管道的完整性管理工作方法和管 理模式不同。
（一）对于 I、Ⅱ类管道，开展高后果区识别和风险评价，筛选 出高风险级管道，优选适合的方法开展检测、评价和修复工作，降低 管道失效率，减少管道更换费用。
（二）对于Ⅲ类管道，应科学认识其风险可接受程度，将风险管 理的理念融入到日常管理当中，强化管道日常管理和维护工作，突出 失效分析、腐蚀分析、腐蚀控制、日常巡护和维抢修工作，控制和削 减风险、实现由事故管理向预防性管理转变，降低管道失效率和管道 更换费用。
为科学推进油气田管道和站场完整性管理工作，助力上游业务提 质、降本、增效发展，提高油气田管道和站场管理水平，股份公司勘 探与生产分公司组织规划总院编制完成了《中国石油天然气股份有限 公司油气田管道和站场完整性管理规定》，组织西南油气田分公司编 制完成了《中国石油天然气股份有限公司油田集输管道检测评价及修 复技术导则》、《中国石油天然气股份有限公司气田集输管道检测评价 及修复技术导则》、《中国石油天然气股份有限公司油气集输站场检测 评价及维护技术导则》，从管理和技术两个方面对完整性管理提出了 具体的要求。管理规定和三个技术导则互相支持、互为补充，是上游 板块完整性管理文件体系的重要内容。
—I—
第一章 总 则
第一条 为保障油气田管道和站场本质安全，控制运行风险，延 长使用寿命，提高管理水平，助力上游业务提质、降本、增效和可持 续发展，特制定《中国石油天然气股份有限公司油气田管道和站场完 整性管理规定》（以下简称《规定》）。
第二条 《规定》涵盖了油气田管道和站场完整性管理（以下简 称完整性管理）的目标、原则、内容和要求。术语解释见附录 1。
整性管理试点工程实施单位的成果。 本规定共 11 章，91 条，2 个附录。 本规定由中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司提出
石油天然气管道完整性管理(最新)
二、管道基础知识
质检总局《特种设备目录》（2014年版） 压力管道：利用一定的压力，用于输送气体或者液体的管状 设备，其范围规定为最高工作压力≧0.1MPa，介质为气体、液化气 体、蒸汽或者可燃、易爆、有毒、有腐蚀性、最高工作温度高于或 者等于标准沸点的液体，且公称直径≧50mm的管道。 公称直径<50mm，且其最高工作压力<1.6MPa的输送无毒、 不可燃、无腐蚀性气体的管道和设备本体所属管道除外。
三、管道完整性管理
4.管道完整性管理发展历程 始于20世纪70年代，主要是在美、欧国家 90年代后期，美国在一些管道公司开展了管道完整性管理的试点。 2001年，ASME和API分别颁布了输气、输油管道完整性管理的技
术标准。 2002年，美国出台了《增强管道安全法案》，首次对高后果区管道
完整性管理提出强制性要求。 已取得广泛认可，成为国际上普遍认同的管理模式。
10.管道完整性管理流程
三、管道完整性管理
10.管道完整性管理流程——六步循环
三、管道完整性管理
10.管道完整性管理流程——六步循环
（1）数据收集与整合
数据收集是完整性管理的最基础、最先导性的工作，是对管道的基础属性、自然环境、沿线社
会、历史状态和失效数据进行调查、收集和综合。
资料数字化 -竣工资料数字化 -运行、检测成果处理
石油天然气管道完整性管理
PART 01
管道基础知识
二、管道基础知识 （一）管道的种类及划分
1.管道的定义
管道是用管子、管子联接件和阀门等连接成，用于输送气体、液 体或带固体颗粒流体的装置。
油气管道完整性管理办法
油气管道完整性管理办法第一章总则第一条为了确保油气管道的安全、稳定运行，防止事故发生，保护人民生命财产安全，根据国家法律法规和相关标准，制定本办法。
第二条本办法适用于国内外油气管道的规划、设计、施工、运行、维护、修复和报废等环节。
第三条油气管道完整性管理应以风险防控为核心，采取科学、规范、预防为主的原则。
第二章完整性管理组织第四条油气管道企业应建立健全完整性管理组织体系，明确各级管理职责和分工。
第五条油气管道企业应设立完整性管理领导小组，负责管道完整性管理的决策和监督。
第六条油气管道企业应设立完整性管理办公室，负责日常管理和技术支持。
第三章完整性管理流程第七条油气管道完整性管理流程包括：（一）风险评估：对管道运行过程中可能出现的各种风险进行评估。
（二）完整性检测：定期对管道进行检测，评估管道的完整性状况。
（三）维修与修复：对检测出问题的管道进行维修或修复。
（四）监控与预警：对管道运行状态进行实时监控，及时发现问题并预警。
第四章完整性管理措施第八条油气管道企业应根据管道特点和运行环境，制定完整性管理方案。
第九条油气管道企业应采用先进的完整性检测技术，定期对管道进行检测。
第十条油气管道企业应对检测结果进行分析，确定管道存在的问题和整改措施。
第十一条油气管道企业应建立健全管道维修与修复制度，确保管道运行安全。
第十二条油气管道企业应加强对管道监控与预警系统的研究与应用，提高管道安全管理水平。
第五章培训与宣传第十三条油气管道企业应定期组织完整性管理培训，提高员工的安全意识和技能水平。
第十四条油气管道企业应加强对完整性管理知识的宣传和普及，提高公众的安全意识。
第六章监督与考核第十五条相关部门应加强对油气管道完整性管理工作的监督与考核，确保管理工作得到有效执行。
第七章附则第十六条本办法由油气管道企业负责解释和实施。
第十七条本办法自发布之日起生效。
通过本办法的实施，油气管道企业应更好地开展完整性管理工作，确保管道运行安全，降低事故风险，保护人民生命财产安全。
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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。
外力破坏，泄漏口大 小和管径
外力破坏，泄漏口大 小和埋深
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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
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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
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
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
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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%）。
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。
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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。
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。
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
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外力破坏和管径 外力破坏和埋深
EGIG 8th
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。
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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
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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
特 点
不需开挖，检测方便快 捷源自需开挖探坑，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
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。
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%。
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
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%。