管道内检测方案.docx

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管道内检测方案管道内检测方案中海油海底管线内管检测方案中国石化集团胜利石油管理局海上石油工程技术检验中心2014年7月11、海检中心介绍.12、管线内检测的必要性.43、检测依据.94、项目准备.105、管线情况调查.138、清管.159、管道几何检测.1610、漏磁检测.1911、检测报告.2312、质量目标及保证措施.2713、应急预案.31附件一：

海检中心主要资质.32附件二、卡球风险控制.38附件三、卡球应急程序流程图.3921、海检中心介绍1.1单位简介“中国石化集团海上石油工程技术检验中心”（简称“海检中心”）成立于1999年，业务上受中国石化集团公司安全环保局和科技开发部管理，具有国家安全生产监督管理总局颁发的“海洋石油生产设施（浅海）发证检验机构”资质、“海洋石油天然气专业设备检验检测机构”资质，与中国船级社（简称“CCS”）同为国内仅有的两家发证检验机构之一，也是石油石化行业唯一一家具有发证检验资质的单位。

同时具有国家质量监督检验检疫总局颁发的“无损检测机构A级”资质，国家建设部颁发的无损检测工程专业承包壹级资质，是中国石化集团唯一一家A级资质无损检测机构，迈入全国检测行业20强行列。

1.2资质介绍1.2.1发证检验资质2009年12月，海检中心顺利通过国家安监总局专家组审查，获得国家安监总局颁发的“海洋石油生产设施（浅海）发证检验机构”资质，从此海检中心资质业务范围由滩海陆岸延伸到浅海海洋。

业务范围包括：

可以完成以下设施的设计审查、安全专篇审查、设计图纸和资料的审查校核、施工方案的审查，对以下设施的建设过程进行检验，对设施整个寿命周期进行作业中定期检验。

1）人工岛；2）滩海陆岸油气生产设施；13）固定平台；4）海底管线；5）海底电缆；6）海上作业设施油气工艺系统。

对用于以上设施上的工程材料、钻井和修井设备、采油设备、锅炉和压力容器、火灾和可燃气体探测装置、安全阀、消防器材、钢丝绳等系物及被系物、电器仪表等设备进行认可。

1.2.2专业设备检测检验资质2009年通过国家安监总局审查,获得9项专业设备检测检验资质,分别是：

1）生产设施结构；2）采油设备；3）海上锅炉和压力容器；4）钻井和修井设备；5）火灾和可燃气体探测系统；6）安全阀；7）消防器材；8）钢丝绳等系物及被系物；9）电气仪表。

21.2.3无损检测资质2009年6月，海检中心顺利通过国家质量监督检验检疫总局专家组审查，获得国家质检总局颁发的“无损检测机构A级”资质，成为中石化集团唯一一家A级资质无损检测机构，迈入全国同行业20强行列，业务范围包括如下5项：

1）RT-射线照相检测；2）UT-超声波检测；3）MT-磁粉检测；4）PT-液体渗透检测；5）ET-涡流检测。

32、管线内检测的必要性管道已成为油气运输的重要方式，在工业国家的社会运输中占有重要地位，是五大运输方式的重要组成。

在海洋石油开采工程中，海底管道将海上油气田、储油设施或陆上处理终端连接成一个有机的整体，是油气生产系统的主动脉。

随着海上油气田的不断开发，管道输送工艺已被广泛应用于海洋石油工程。

我国目前已建成近2500公里的海底管线，海底管线的正常运行已经成为经济有效的开发石油资源的关键因素。

通过管线的检测与安全评价，不仅可以大大减小管线事故发生率，而且可以避免不必要和无计划的管道维修和更换，从而获得巨大的经济效益和社会效益。

检测的必要性将从以下几点说明：

2.1国家法规要求

（一）按照国家安全生产监督管理总局4号令海洋石油安全生产规定的要求：

第二十五条在海洋石油生产设施的设计、建造、安装以及生产的全过程中，实施发证检验制度。

海洋石油生产设施的发证检验包括建造检验、生产过程中的定期检验和临时检验。

第四十五条（五）海洋石油生产设施，是指以开采海洋石油为目的的海上固定平台、单点系泊、浮式生产储油装置、海底管线、海上输油码头、滩海陆岸、人工岛和陆岸终端等海上和陆岸结构物。

（二）按照国家经贸委17号令石油天然气管道安全监督与管理暂行规定的要求：

第二十九条石油企业对石油管道设备、设施应当定期检查和维护，使其处于完好状态。

第三十三条从事石油管道技术检测检验的单位必须取得国务院石油工业行政主管部门认定的相应资质，并对其检测检验的结果负责。

石油企业有权选择检测检验单位，任何部门不得为石油企业指定检测检验单位。

第三十四条，石油管道应当定期进行全面检测，新建石油管道应该在4投产后三年内检测，以后视管道安全状况确定检验周期，最多不得超过八年。

第三十五条，石油企业应当定期对石油管道进行一般性检验，新建管道必须在一年内检测，以后视管道安全状况每一至三年检测一次。

第三十六条石油企业对检测不合格或存在隐患的管道路段，应当立即采取维修等整改措施，以保证管道运行安全。

第三十七条石油企业应当建立石油管道检测档案，原始数据及数据分析结果应当妥善保存。

（对于海底管线，安全要求应该高于陆地管线，更应该对其进行全面检测，而且检测周期应当较陆地管线要短。

）（三）按照SY/T10037-2010海底管道系统的要求：

2.3.4整个管道系统中易受损伤的管段以及因海底条件而会产生大的变化（如管道的支撑与埋设）区域，检测的时间间隔较短，通常为一年。

这些部分通常包括平台安全区域、航道、近海岸及潮水通道等，其他部分至少应在五年内检测一次，从而保证整个管道系统在五年内能进行一次全面检查。

4.1.1内部腐蚀的检测用以证实管道系统的完整性，如内部腐蚀对管道承受内、外载荷能力的影响评价等。

（四）AQ2012-2007石油天然气安全规程6.10.4海底管道的监测、检测和评估。

6.10.4.1应建立海底管道检测与监控的制度，并遵守执行。

6.10.4.2应通过检测与监控来保证管道系统运行的安全性与可靠性。

6.10.4.3一旦发生影响管道系统安全、可靠性、强度和稳定性的事故应进行特殊检测。

6.10.4.4对于改变原设计参数、延长使用寿命、出现缺陷和损伤的海底管道应进行评估。

（五）SY6186-2007石油天然气管道安全规程9检验5管线内径（mm）50637590110125160200225240300单位长度摩阻S26（S/m）12639.83684.21455.45550.98189.195.6725.677.814.172.380.699.1管道运营单位应制定检验计划，并报主管部门备案。

9.2管道检验分为:

a）外部检验:

除日常巡检外，1年至少1次，由运营单位专业技术人员进行。

b）全面检验:

按有关规定由有资质的单位进行。

新建管道应在技产后3年内进行首次检验，以后根据检验报告和管道安全运行状况确定检验周期。

9.3管道停用1年后再启用，应进行全面检验及评价。

2.2海上石油安全生产的迫切需要海底管线作为重要的生产设施，一旦发生重大事故，不仅影响油气生产，而且会造成海洋污染，给油田带来重大的经济损失和社会影响。

海底管线长时间运行，由于受运行条件、外部干扰、腐蚀、管材和施工质量的影响加大，海底管线存在的安全隐患也在逐渐增加，安全生产问题迫在眉睫。

2.3管线定期清管的重要性2.3.1定期清管可以有效维持管线正常生产水平。

管道长时间运行后，内部会出现结垢、蜡沉积、砂积、机械杂质沉积等情况，引起管道内径变小、摩阻增加、回压增大，从而导致管线系统出力不足，管线内介质流量、流速降低，管线生产能力下降。

输油管线回压的增高也会对流程末端油井的生产水平造成影响。

例如：

一条DN300的钢质管线，多年使用后管线内壁结垢厚度3cm，由于内径变小，该管线管线摩阻增加，根据下表：

钢管的单位长度摩阻的取值管线摩阻由0.69增加到2.38，通过管道摩阻也流量、流速的计算公式：

流量Q=H/S0.5管道流速V=4Q/（d2）6可以计算等出，使用后由于结垢原因造成管线的流量、流速是新建管线的70%左右。

2.3.2定期清官可以有效降低管线腐蚀速率，保证管线安全生产。

根据统计，管线发生泄漏事故的原因中，由于外力损伤或其他原因造成占总数的20%左右，而由于管壁腐蚀造成管壁强度降低发生泄露的占总数的80%左右。

管线内的结垢、结蜡等情况也会造成管线内腐蚀点的腐蚀速度增加，造成点腐蚀穿孔的几率加大，严重影响到管线的安全生产。

2.3.3对管线存在缺陷的预判。

定期清管过程中，使用带测径板的清管器，通过测径板直径的变化，可以反映出管线是否存在的较大变形等缺陷，从而管线的安全生产水平进行预判，对下一步管线管理提供有效的参考依据。

通过以上三点可以看出，定期对管线进行清管，保证管线内壁清洁度，对于提高管线生产水平，保证管线安全生产具有重要的意义。

2.4可以掌握海底管线的生产状况，对可能造成海底管道失效的威胁因素作风险评价目前，造成管道失效的风险因素主要分为3大项9类，包括：

通过现有的对海底石油管线检测研究资料显示，造成海底管道失效的主要因素是内腐蚀、应力腐蚀开裂、第三方（机械）破坏和气候因素。

在对海底管线已发生的断裂或泄露事故的分析发现，引起断裂或泄露的主要原因是：

管线悬空，在波浪的长期作用下底座被掏空，产生变形，而后发生应力7腐蚀断裂；管线被锚拉伤产生局部变形，而后发生断裂或泄露。

通过海底管道内部检测及分析，可以准确掌握目前海底管线的生产状况，评价系统完整性，为管线的维护或更换提供依据。

具体包括：

1）管线输送介质而产生的内部腐蚀及磨损状况；2）长期的内交变压力下产生的内部裂纹；3）管线悬空而产生的整体弯曲；管线登平台或登陆处产生的整体变形；4）第三方（机械）破坏而产生的缺陷；5）气候原因及地质运动而造成的整体变形；6）对管线进行完整性评价及管理。

在对上述检测结果进行分析基础上，通过数值模拟和转换，可以将管线的所有形态和缺陷进行模拟，实现管线全程的形态显示，并可以将此结果与上次检测结果进行对比分析，提出管线完整性管理建议；7）可以准确地预测管线的剩余寿命，并对超过设计寿命的管线进行延寿评估；8）可以优化管线设计，提高管线本质化安全水平和成本控制水平。

83、检测依据1.海洋石油安全生产规定（2006年颁布）；2.海底管道系统（SY/T10037-2010）；3.滩海管道系统技术规范（SY/T0305-96）；4.钢制管道管体腐蚀损伤评价方法（SY/T6151-2009）；5.钢质管道内检测技术规范（SY/T6597-2004）；6.油田集输管道施工及验收规范（SY/T0422-2010）；7.海底管道系统规范（SY/T4804-92）；8.浅（滩）海钢质固定平台安全规则（SY5747-2008）；9.石油工业动火作业安全规程（SY/T5858-2004）；10.原油管道运行规程（SY/T5536-2004）；11.操作双方制定并签字的检测方案；12.海底管线路由复勘技术要求（2011）；13.海底管道系统规范（SY/T10037-2010）；14.全球定位系统（GPS）测量规范（GB/T18314-2009）。

94、项目准备为了更好的完成每个检测项目，我们都严格按照如下工作流程进行，保证项目运行的可靠性和安全性。

管线实际情况有是否存在检测限制管线改造无选择设备类型工具准备清管管道变形检测变形检测数据分析跟踪跟踪是否存在检测限制有整改无金属腐蚀检测初步报告最终报告10项目开始前，我们会成立专门的项目组，对每一个岗位配备相关的技术人员，明确各个岗位的工作职责，保证项目工作的顺利开展。

以下是项目组织机构图：

项目经理项目副经理项目总工程师现场执行经理质量安全技术负责人项目开始前，我们会进行详细的风险分析，对各种可能出现的风险制定相应的应急预案和方案，包括：

人员操作风险应急预案，对进入操作区域的人员安全风险进行分析和制定应急预案；卡球风险应急预案，分析清管、检测中存在的卡球风险，制定合理的方案和应急预案，最大限度的避免卡球现象发生；现场操作应急预案，对人员现场操作风险进行分析，制定应急预案，防止因操作导致的事故发生；设备管理应急预案，对现场施工设备、设施管理进行规范，制定因设备问题的应急预案，避免影响项目的顺利进行。

11工作范围海检中心工作范围根据现场调研结果制定内检测方案；提供变形、漏磁检测工具；现场实施检测，包括变形检测和漏磁腐蚀检测；提交完整的内检测报告，管线测绘报告；提供原始数据及读取数据的软件。

客户工作范围提供合适的压力和流量，按海检中心要求的速度推动检测工具；操作发球和收球装置及阀门；提供站场用于存放及调试内检测工具的车间；根据检测要求，对收、发球球装置及流程进行改造。

12管线类型投产时间设计寿命管线材质管线长度20km内径规格350mm13mm最小弯曲半径收发球装置管线有无变径输送介质油气水混合物最大工作温度管线回压流量（液量）流量（油量）含水气量H2S含量（ppm）是否清过管（清管间隔）5、管线情况调查在每次项目开始之前，我们必须进行管线实际情况调查，内容包括管线类型、管线材质、管线两端流程情况、是否具备收发球装置、弯头情况等。

5.1管线基本运行参数5.2流程要求进行清管、管线检测前，管线两端必须拥有收发球装置，并且收发球流程必须满足检测的要求，如果不能满足，需要进行流程改造。

被检管线的弯头、闸门、三通等配件也必须满足检测要求，如果不能满足，需要更换。

13装置ABCDEF发球2.1m0.6m0.6m356mm1.2m2.7m收球2.1m2.1m0.6m356mm1.2m2.7m5.2.1收发球流程要求350mm管线收、发球装置最小尺寸要求：

5.2.2弯头、闸门、三通弯头：

检测设备都可以通过最小曲率半径为1.5D的弯头。

为了提高检测设备的通过性和可靠性，建议弯头尽可能更换为2D或以上弯头。

闸门：

被检管线沿途必须是闸阀或球阀，并且必须保证检测时闸门能完全开启，保证检测设备顺利通过。

三通：

等径三通位置需要加装档条，档条数量根据管线尺寸而定。

148、清管在进行管线内检测之前，为了能够保证检测器的顺利通过和检测数据的完整性、准确性，必须要对管线进行清管，清除管线内壁附着的的污垢、蜡、金属杂质等，保证管线的清洁度达到检测要求。

管线清洁度标准：

运行变形工具和漏磁腐蚀检测器前，必须达到所要求的以下管道清洗标准，如果按计划进行的机械清管仍不能满足，将使用化学清管：

清管器不能清出大于20毫米的固体杂质；积聚在清管器上的蜡碎片或者粘性碎片少于1升；最后两个清管器清除的总碎片少于5升（或少于5公斤）；15变形检测工具说明变形检测传感器类型轻质，直接接触管壁样品采集频率最多每秒750缺陷检查及精度见文件D1121（规范）一般说明数据存储固态闪存数据丢失补充无设备变送器ELF22Hz惯性导航系统固态惯性导航系统测量触手长度重量标准运行时间401.7m79kg52h9、管道几何检测清管完成后，对清管结果进行分析，达到进行几何、漏磁检测要求后，可以开始进行变形检测。

设备选择：

350mm管线变形检测工具配件一套。

9.1几何检测器介绍9.1.1DEF高分辨率变形检测工具优点：

25mm环向传感器间距；传感器直接接触管壁；采用和MFL工具相同的电子器件和软件；所有工具都能通过有25%外径限制的1.5d弯头；可证明的市场上最精确的变形检测工具；几近100%覆盖；高灵敏度；发现任何细小的变化；某些腐蚀可以被检测到；弯头、凹坑、褶皱的检测；各种特征点（阀门、三通等）的检测。

9.1.2几何检测器基本参数16操作压力范围3002000/每平方英寸（2.113.78MPa）管线内部温度范围14到131（-10到55）设备最大移动速度4.6米/秒直管内最小通过口径165mm（10”）/243mm（12”）可通过的最小弯头半径1.5D最小弯头半径处得最小口径181mm（10”）/273mm（12”）两弯头间的距离3D缺陷检测工具AGM惯性导航系统和管线特性里程轮分析3.0mm里程表数量2特征方位描述弯头半径0.25D弯头角度10最近的焊缝周长0.5%环形10注释1高速运行可能会导致安全性降低2标准配置查询说明书可信度为90%的缺陷深度管线外径的1%可信度为80%的缺陷深度管线外径的0.72%可信度为80%的缺陷长度50mm可信度为80%的缺陷宽度25mm可信度为90%的缺陷深度0.5%的管线外径可信度为80%的缺陷深度0.25%的管线外径最大检测尺寸3%的管线外径可信度为90%的缺陷深度1%的管线外径可信度为80%的缺陷深度1%的管线外径管径范围4”-8”10”-22”大于24”可信度为90%的缺陷深度0.9mm1.6mm3.2mm9.2几何检测器精度凹坑椭圆度膨胀度可信度为80%的缺陷深度1%的管线外径9.3几何检测操作流程见附件二：

操作流程179.4几何检测评估几何检测工具运回陆上基地。

现场工程师进行数据下载和数据初步分析，然后寄回数据中心进行分析。

现场运行结束后3日内,可以确定检测是否成功，检测数据量和数据的完整性。

如果发现任何数据问题（降级或丢失等）,将会立即告知甲方,供甲方选择接受或重运行。

1810、漏磁检测变形检测完成后，根据变形检测报告的分析，确定管线是否存在大的变形，能否满足漏磁检测器通过，如果能够满足条件，可以进行下一步漏磁检测。

设备选择：

350mm管线浮动式磁环漏磁检测工具一套。

10.1浮动式磁环漏磁腐蚀检测工具介绍图：

14寸漏磁检测器10.1.1浮动式磁环漏磁腐蚀检测工具的优点：

1）对管线运行影响较小；2）同型号中最短的漏磁检测器；3）拥有ID/OD探头，可区分内/外腐蚀；4）通过性好，能通过1.5D弯头，能通过最小直径25%缩径的直管；5）采用轻质材料，重量轻；6）磁化水平强，检测和量化更多的缺陷。

浮动式磁环特点一：

不易损坏管壁浮动式磁环固定式钢刷磁环浮动式磁环可一定程度上下浮动，故遇到缩径的情况下可以上下浮动，同时也可减小和管壁的摩擦，同时表面光滑，较传统的钢刷磁环而言，更不容易损坏柔性软管。

19浮动式磁环漏磁检测工具说明检测传感器类型内外缺陷识别传感器涡磁传感器样品采集频率最多每秒750磁场方向纵向最大壁厚15.85mm缺陷检查及精度一般说明数据存储固态闪存数据丢失补充无设备变送器ELF22Hz惯性导航系统固态惯性导航系统操作压力范围3002000/每平方英寸（2.113.78MPa）管线内部温度范围14到131（-10到55）设备最大移动速度3.0米/秒（10”）/4.6米/秒（12”）腐蚀探头长度重量标准运行时间1201.9m118kg48h浮动式磁环特点二：

良好的通过性由于浮动磁环可一定程度上下浮动，使得其通过缩径管段或弯头时（如上图）的通过性更好，更不容易卡住。

浮动式磁环特点三：

内壁外壁缺陷区分拥有专利的IDOD内壁/外壁涡流传感器技术；减少检测器节数和长度，提高了检测器的通过性。

10.1.2漏磁检测器基本参数20检验内容可信度90%50%可信度90%可信度50%内、外部缺陷污垢凹坑椭圆度壁厚变化褶皱焊缝金属损失环焊缝单一腐蚀点腐蚀组外部腐蚀内部金属损失裂纹焊缝不完全焊透环焊缝裂纹环缝焊接均匀腐蚀腐蚀坑轴向沟槽环向沟槽环形焊缝可信度为90%的缺陷深度0.10t0.10t0.15t0.10t0.15t可信度为80%的缺陷深度0.10t0.10t0.15t0.10t0.15t可信度为80%的缺陷长度20mm20mm20mm20mm20mm可信度为80%的缺陷宽度20mm10mm10mm20mm10mm10.1.2.3漏磁检测精度21直管内最小通过口径206mm（10”）/243mm（12”）可通过的最小弯头半径1.5D最小弯头半径处得最小口径235mm（10”）/273mm（12”）两弯头间的距离无缺陷检测工具AGM惯性导航系统和管线特性里程轮精度3.0mm里程表数量2特征方位描述弯头半径0.25D弯头角度10最近的焊缝周长0.5%环形10纵向焊缝裂纹纵向焊缝螺旋焊缝裂纹螺旋形焊缝内部裂纹管道的特点短和长半径弯头皱纹0.25英寸套管修复阀门、三通及法兰制造缺陷10.2检测前准备工作若测径板没有大的损伤且测径板没有明显的变形或测径板评估结果不会造成对管道几何条件的担心，调集几何检测工具和漏磁检测工具到场。

若几何运行与漏磁运行时间相差2-3天，则无需在几何检测和漏磁检测之间运行额外的清管器；现场工程师按时将漏磁检测器调试好，并将其从工作间运往发球站。

（漏磁检测器的调试见附件：

漏磁检测器的准备和检验调试表）在实施漏磁检测前，对收发球装置和全线的阀门、压力表、过球指示器等设备进行彻底检查，并确保其完好。

漏磁检测期间沿线阀门必须处于全开状态。

在实施漏磁检测前，落实管道保驾队伍，并参照应急预案做好相关准备。

10.3漏磁检测操作流程见附件二：

操作流程10.4漏磁检测结果评估检测运行结束后3日内，乙方现场工程师给出现场初步报告，告知检测数据量和数据的完整性。

在现场数据分析后，如果发现任何数据问题（降级或丢失等）,将会立即告知甲方,供甲方选择接受或重运行。

2211、检测报告11.1检测报告种类:

11.1.1日报告日报将阐述在过去24小时内的工作内容，以及未来24小时的计划。

报告内容还将包括和进度表相对应的进程、现场遇到的问题以及安全环保事宜。

11.1.2现场报告内检测阶段的现场报告将在检测工作完成后一天之内提交给客户。

报告将阐述此次检测成功与否以及数据的质量和完整性。

现场工程师将运行我们的Pigtrap软件进行数据流量来检查焊缝以及腐蚀。

严重的腐蚀将在现场报告中说明。

11.1.3初步报告初步报告主要涵盖管道上显著的变形和最深的腐蚀点。

具体来说就是列出10个最严重的缺陷，其缺陷深度超过80%管道壁厚，以有可能造成管道压力低于最大操作压力的腐蚀点。

11.1.4最终报告将提供给业主一整套完整的管道检测综合数据，提交时间为45天之内。

如果管道缺陷过多，导致需要更多的时间进行数据分析，我们会提前通知业主。

最终报告包括：

变形检测报告和漏磁腐蚀检测报告。

变形检测最终报告变形检测最终报告提供如下内容：

项目实施总结；变性总结报告；凹坑-开挖单；管道信息总结报告；凹坑深度对应里程图表；凹坑始终位置及对应里程图表；23工具速度及对应的里程图表；管道特征点位置报告（如阀门三通）；壁厚列表；管道焊缝及检测到的所有特征列表；凹坑总数量；椭圆度总数量；凹坑深度26%内径的总数量；凹坑深度6%内径的总数量；椭圆度总数量；时钟位置*管道总长上的所有凹坑图表；时钟位置*管道总长上的所有椭圆度图表；其他报告可在双方协商的基础上进行提供。

漏磁检测最终报告漏磁检测最终报告提供如下内容：

现场执行总结；腐蚀总结报告并附有在安全运行压力基础的缺陷评估及分类；开挖报告；管道总结报告；工具运行数据；管道缺陷清单；总结及统计数字；特征完整评估单；缺陷评估方法；总结及腐蚀检测工具的统计报告包括：

缺陷总数；内部