油气管道完整性管理培训培训课件

油气管道完整性管理培训油气管道完整性管理培训Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险评价工程方法管道完整性管理总结主要内容Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险美国管道事故统计危险液体管道气体管道（所有事故）美国管道事故统计危险液体管道气体管道（所有事故）美国管道事故统计危险液体管道气体管道（严重事故）美国管道事故统计危险液体管道气体管道（严重事故）美国管道事故统计危险液体管道气体管道（重大事故）美国管道事故统计危险液体管道气体管道（重大事故）美国管道事故统计——重大事故后果统计美国管道事故统计——重大事故后果统计EGIG9th失效频率失效频率EGIG9th失效频率失效频率EGIG9th事故原因分布各失效原因的年发生频率EGIG9th事故原因分布各失效原因的年发生频率EGIG8th外力破坏，泄漏口大小和管径外力破坏和管径外力破坏和埋深外力破坏，泄漏口大小和埋深EGIG8th外力破坏，泄漏口大小和管径外力破坏和管径外力EGIG8th腐蚀和年份内外腐蚀分布腐蚀、泄漏口和年份腐蚀失效和涂层类型沥青煤焦油未知环氧树脂聚乙烯EGIG8th腐蚀和年份内外腐蚀分布腐蚀、泄漏口和年份腐蚀EGIG8th施工缺陷/材料失效，泄漏口大小和年份施工缺陷/材料失效和失效频率Hot-tapmadebyerror和管径Hot-tapmadebyerror，泄漏口大小和管径EGIG8th施工缺陷/材料失效，泄漏口大小和年份施工缺陷EGIG9th管道老龄化EGIG9th管道老龄化EGIG9th管道老龄化EGIG9th管道老龄化海底管道事故统计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%。海底管道事故统计1967-2012年墨西哥湾共发生海底管道泄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。海底管道事故统计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。事故原因分布第三方破坏事故7起，占12%；冲刷悬空事故3起，占5%；腐蚀和自然灾害各2起，占3%；人为失误1起，占2%；未知原因事故6起，占10%。事故海域分布南海海域发生的事故次数最多，为9起，占38%；渤海海域发生海底管道泄漏事故8起，占33%；东海海域4起，占17%。输送介质天然气泄漏4起，占19%；油品泄漏17起，占81%。海底管道事故统计国内：1995~2012年共发生海底管道泄漏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。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。国内管道事故统计据不完全统计，自1995年至2012年，全国国内管道事故统计国内管道事故统计Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险评价工程方法管道完整性管理总结主要内容Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险工程方法01020304直接评价（油水钢管内腐蚀）直接评价（钢管外腐蚀）直接评价（干气和湿气管道内腐蚀）缺陷评价风险评价工程方法05指数法评价工程方法01020304直接评价（油水钢管内腐蚀）直接评价（20直接评价内检测ILI指数评价内腐蚀外腐蚀寿命评价风险评价内检测与风险评价缺陷评价无内检测基于规范基于有限元直接评价内检测ILI指数评价内腐蚀寿命评价内检测与风险评价缺21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验的管道。直接评价22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、预评价01间接检测与评价02直接检测与评价031：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。后评价04直接评价（油水钢管内腐蚀）评价流程预评价01间接检02直接检031：准备工作包括1)资料及数据23内腐蚀和防护日常检测及调查数据腐蚀监测数据原始壁厚管径，高程、走向介质，运行参数和输送方式内防腐层种类厚度补口施工工艺管道施工概况化学药剂种类加注方式位置腐蚀泄漏事故，失效案例和维修智能清管器内检测试压检测其它数据资料预评价资料及数据12345679108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腐蚀监测数据原始壁厚管径，高程24瞬变电磁检测超声导波检测超声检测单根或间距大于2倍埋深的平行管道管壁减薄率的检测。不适用于点蚀检测不需开挖，检测方便快捷管道横截面积损失率的检测需开挖探坑，检测效率较低，一般检测距离为几十米，需去除探头安装处防腐层，可较准确地测定横截面积损失率管道剩余壁厚的检测同超声导波检测预评价：选择检测方法直接评价（油水钢管内腐蚀）适用范围特点瞬变电磁检测超声导波检测超声检测单根或间距大于2倍埋深的平25ICDA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。内防护措施明显变化点。直接评价（油水钢管内腐蚀）预评价：划分管段ICDA管段划分点1管径、壁厚变化点。直接评价（油水钢26瞬变电磁检测超声导波检测其它检测方法分析法瞬变电磁法检测平均管壁减薄率对存在强电磁干扰、同沟敷设、套管及弯头等特殊部位，可用超声导波方法进行管壁横截面积损失率检测其他间接检测方法如不具备管道检测条件，可根据收集的数据对影响管道内腐蚀的主要因素进行分析，判断管道发生内腐蚀较严重的位置。直接评价（油水钢管内腐蚀）间接检测与评价：间接检测目的：判断内腐蚀较严重部位瞬变电磁检测超声导波检测其它检测方法分析法瞬变电磁法检测平均27间接检测与评价：间接评价直接评价（油水钢管内腐蚀）管体金属损失率评价分级根据管体金属损失率的分级，结合管道外腐蚀检测及评价结果，识别和分析内腐蚀可能较严重的位置。间接检测与评价：间接评价直接评价（油水钢管内腐蚀）管体金属损28确定开挖数量及顺序12345开挖检测腐蚀管道剩余强度评价腐蚀原因分析

间接评价分级准则的修正直接评价（油水钢管内腐蚀）直接检测与评价：步骤目的：结合间接检测与评价结果，确定管道内腐蚀发生较严重的点，检测腐蚀状况，进行管体剩余强度的评价。确定开挖数量及顺序12345开挖检测29直接检测与评价：开挖数量及顺序直接评价（油水钢管内腐蚀）注意：有“前科”的点，有效性检验点直接检测与评价：开挖数量及顺序直接评价（油水钢管内腐蚀）注意30后评价：步骤直接评价（油水钢管内腐蚀）目的：确定再评价时间和评价ICDA过程的整体有效性根据管道内腐蚀程度及腐蚀速率、维修程度以及介质腐蚀性等估算；最长再评价时间应取剩余寿命的一半确定再评价时间可通过直接检测结果与间接检测结果的趋同性确定ICDA的有效性。通过有效性检验的开挖点，确认ICDA的有效性。ICDA有效性评价间接检测结果、直接检查中收集的数据、管道剩余强度评价、腐蚀原因分析、ICDA过程及方法有效性的直接检测、再评价安排。反馈后评价：步骤直接评价（油水钢管内腐蚀）目的：确定再评价时间和31预评价01间接检测与评价02直接检测与评价031：准备工作包括1)资料及数据收集2)ECDA管段划分3)检测方法及设备选择4)ECDA可行性评价。2：开展防腐层地面检漏等间接测试，结合历史记录，进行防腐层漏点和腐蚀活性点分级评价。3：依据间接检测结果，确定开挖数量及顺序，进行开挖检测、腐蚀管道安全评价、分析腐蚀原因，并对间接检测分级准则和开挖顺序进行修正。4：评价ICDA的有效性和确定再评价时间。后评价04直接评价（钢管外腐蚀）评价流程预评价01间接检02直接检031：准备工作包括1)资料及数据32管道原始特性，走向图。航拍图施工概况，运行参数，防腐层概况阴保系统概况和运行情况杂散电流，干扰电流调查管道环境概况，附属设施，穿跨越腐蚀泄漏事故，维修，大修情况防腐层检漏及试压运行记录土壤腐蚀电流密度现场埋设试片腐蚀速率监测数据其它数据资料预评价资料及数据12345679108直接评价（钢管外腐蚀）预评价：收集数据资料管道原始特性，走向图。航拍图施工概况，运行参数，防腐层概况阴33ECDA管段划分依据1管道材质。2施工因素。3运行管理。4间接检测方法。5管段的重要性。环境因素。直接评价（钢管外腐蚀）预评价：划分管段ECDA管段划分依据1管道材质。直接评价（钢管外腐蚀）34密间距电位测量法电流电位梯度法地面音频检漏法评价阴极保护系统有效性、确定杂散电流影响范围、检测防腐层漏点更精确确定防腐层漏点位置，识别孤立还是连续破损。电位梯度法还可评估泄漏点尺寸、缺陷处金属腐蚀活性确定埋地管线防腐层漏点位置，地面测量预评价：选择检测方法和设备直接评价（钢管外腐蚀）特点交流电流衰减法评价防腐层管段的整体质量和确定防腐层漏点密间距电位测量法电流电位梯度法地面音频检漏法评价阴极保护系统35间接检测与评价：间接评价直接评价（钢管外腐蚀）间接检测结果的评价分级检测方法轻中严重直流电位梯度法电位梯度较小，CP在通/断电时均处于阴极状态电位梯度中等，CP在断电时均处于中性状态电位梯度较大，CP在断电时均处于阳极状态音频信号检漏法或交流电位梯度法低电压降中等电压降高电压降密间隔电位法通/断电电位轻微负于阴极保护电位准则通/断电电位中等偏离并正于阴极保护电位准则通/断电电位大幅度偏离并正于阴极保护电位准则交流电流衰减法单位长度衰减量小单位长度衰减量中等单位长度衰减量较大间接检测与评价：间接评价直接评价（钢管外腐蚀）间接检测结果的36确定开挖顺序及数量12345进行土壤腐蚀性测试测试防腐层损伤状况及管体腐蚀缺陷腐蚀管道安全评价

原因分析直接评价（钢管外腐蚀）直接检测与评价：步骤目的：确定间接检测结果中腐蚀活性趋向最严重的点，从而收集数据进行管体腐蚀安全评价。6

过程评价确定开挖顺序及数量12345进行土壤腐蚀性测37直接评价（钢管外腐蚀）直接检测与评价：开挖数量及顺序注意：有效性检验点直接评价（钢管外腐蚀）直接检测与评价：开挖数量及顺序注意：有38后评价：步骤直接评价（钢管外腐蚀）目的：确定再评价时间和评价ICDA过程的整体有效性新建管道投产后两年内开展一次预评价所需资料调查；管道运行10~15年内开展首次ECDA，以后进入定期再评价阶段；根据前次调查发现的腐蚀程度、维修程度和腐蚀发展速度确定时间；若未发现腐蚀，取10~15年；根据剩余寿命估算值或腐蚀速率确定再评价时间。确定再评价时间可通过跟踪应用过程、结果确定ECDA过程有效性、评价方法。通过有效性检验的开挖点，确认ECDA的有效性。ECDA有效性评价间接检测结果、直接检查中收集的数据、安全评价、维护方案、原因分析、间接评价分级准则、开挖顺序修正、ECDA过程及方法有效性的直接检查、监测和再评价安排。反馈后评价：步骤直接评价（钢管外腐蚀）目的：确定再评价时间和评价39共同点：评价思想和步骤相同；主要区别：间接检测和评价方法不同，数据资料需求不同。钢管外腐蚀干气和湿气管道内腐蚀直接评价（干气和湿气管道内腐蚀）共同点：评价思想和步骤相同；钢管外腐蚀干气和湿气直40缺陷评价前提：有较为丰富的内检测及基础信息。缺陷评价前提：有较为丰富的内检测及基础信息。41指数评价01020304Kent法油气管道风险半定量评价法埋地钢质管道风险评估方法物理寿命评估法风险评价工程方法指数评价01020304Kent法油气管道风险半定量评价法埋42肯特法前提：有较为丰富的基础资料和调查信息。资料采集第三方破坏腐蚀设计误操作指标和泄漏系数介质流失参数介质危害性肯特法风险评价框图相对风险值肯特法前提：有较为丰富的基础资料和调查信息。资料采集第三方破43油气管道风险半定量评价法评价流程油气管道风险半定量评价法评价流程44油气管道风险半定量评价法分段方法油气管道风险半定量评价法分段方法45油气管道风险半定量评价法失效可能性指标体系油气管道风险半定量评价法失效可能性指标体系46油气管道风险半定量评价法高风险管段判断序号失效可能性P失效后果C1P<381且C>662P<409且C>134油气管道风险半定量评价法高风险管段判断序号失效可能性P失效后47埋地钢质管道风险评估方法适用范围埋地钢质管道风险评估方法适用范围48埋地钢质管道风险评估方法评价步骤埋地钢质管道风险评估方法评价步骤49建筑物密集程度和重要程度阴保状况杂散电流人口密度使用年数管道压力按顺序依次进行外覆盖层土壤腐蚀性介质腐蚀性管道规格一条管道埋地钢质管道风险评估方法管道区段划分N个管段地质条件建筑物密集程度和重要程度阴保杂散人口使用管道按顺序依次进行外50埋地钢质管道风险评估方法风险等级划分埋地钢质管道风险评估方法风险等级划分51埋地钢质管道风险评估方法可行性论证阶段可能性评分基本模型埋地钢质管道风险评估方法可行性论证阶段可能性评分基本模型52埋地钢质管道风险评估方法设计审查、竣工交付、在用阶段可能性评分基本模型埋地钢质管道风险评估方法设计审查、竣工交付、在用阶段可能性评53埋地钢质管道风险评估方法失效后果评分模型埋地钢质管道风险评估方法失效后果评分模型54收集数据管道评估时需要收集设计参数、原油物性、阴极保护、运行历史、检测信息、打压试验等数据.

管道分段按照运行条件的变化划分管段，重点考虑泄漏历史、不可接受缺陷密度、材料性能、设计压力、运行压力、管道使用年限、人口密度、土壤腐蚀性、防腐层老化情况等。工程上考虑到可操作性通常按照站间距划分管道系统。物理寿命评价法管道物理寿命评估流程图收集数据管道评估时需要收集设计参数、原油物性、阴极保护、运行55管道初步评估流程图物理寿命评价法管道初步评估流程图物理寿命评价法56确定不可接受缺陷密度及其分布构建管道缺陷的层析模型构建评价因素集建立评价集模糊综合评判量化评价语言，确定评价语言的权重物理寿命评价法确定不可接受缺陷密度及其分布构建管道缺陷的层析模型构建评价因57确定不可接受缺陷密度及其分布H值0<H≤0.25

0.25<H≤

0.500.50<H≤

0.750.75<H≤

1确陷等级轻微缺陷管道中等缺陷管道严重缺陷管道紧急缺陷管道相应措施短时间内可不采取措施；但应在一年内再次对管道进行检测在半年内安排管道的局部养护措施在三个月内采取养护措施立即采取养护/抢救措施

H值范围与建议采取的措施表物理寿命评价法确定不可接受缺陷密度及其分布H值0<H≤0.250.25<58管道精细评估流程图物理寿命评价法管道精细评估流程图物理寿命评价法59Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险评价工程方法管道完整性管理总结主要内容Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险60管道完整性管道完整性管理主要环节管道完整性管理的一些经验主要内容管道完整性主要内容61

1管道完整性

1管道完整性62基本概念•完整性

一种未受损坏的条件•管道完整性

管道承受施加其上的载荷和安全运行的能力•含义

管道在功能上是完整的

管道始终处于受控状态

管理者已经并仍将不断采取行动，防止管道事故的发生基本概念•完整性63基本概念基本概念64管道完整性管理PIM简言之，就是为使管道保持其完整性而进行的系统的管理活动。

对所有影响管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理，是以管道安全为目标的系统管理体系。•做法

管道公司通过对管道运营中面临的风险因素的识别和评价，制定相应的风险控制对策，执行风险减缓措施，从而将管道运营的安全水平控制在合理的、可接受的范围内，达到减少事故发生、经济合理地保证管道安全运行的目的。基本概念管道完整性管理PIM基本概念65实质评价不断变化的管道系统的风险因素，并对相应的维护活动作出调整，反映了当前管道安全管理从单一安全目标发展到优化、增效、提高综合经济效益的多目标趋向。•基本思路调动全部因素改进管道安全性，并通过循环实践，不断完善。基本概念实质基本概念66特点时间完整性–贯穿管道设计、施工到运行维护的全过程，即全寿命管理。•数据完整性–要求从数据收集、整合、管理等环节，保证数据完整、准确。•过程完整性–持续进行、定期循环、不断改善。•灵活性–不存在适用于各种各样管道的“唯一”或“最优”的方案基本概念特点基本概念67原则在设计、建设和运行新管道系统时，应融入管道完整性管理的理念和做法要明确管道完整性管理的职责，建立管理流程，配备必要的手段对相关的信息进行分析整合结合管道的特点，进行动态的完整性管理采用各种新技术基本概念原则基本概念68方法：•预先规定的方法——定期–适用于资料、数据较少的情况•基于性能的方法——基于风险–需要更多的数据资料以完成较大范围的风险分析和评价。–在检测周期、工具及其他措施的选择上有较大的灵活性。基本概念方法：基本概念69完整性管理标准（国外）•ASMEB31.8S2001，输气管道完整性管理标准•APIRP1160，危险液体管道完整性管理推荐做法•NACERP0102－2002管道内检测的推荐做法•NACEECDAStandardRP0502-2002，管道外腐蚀直接评估方法•NACEICDAStandard-TG04（2003）管道内腐蚀直接评估方法•NACESCCDAStandard-TG04，管道SCC直接评估方法•ASMEB31.G确定腐蚀管线剩余强度手册•API579-2000服役适用性(合乎使用)•APIRP580/581-2009基于风险的检测/检验基本概念完整性管理标准（国外）基本概念70完整性管理标准（国内）•GB32167-2015油气输送管道完整性管理规范•SY/T6621-2005输气管道系统完整性管理•SY/T6648-2006危险液体管道的完整性管理•GB11345－89钢质管道超声波无损检测方法•GB/T16805－1997液体石油管道压力试验•SY/T6477－2000含缺陷油气输送管道剩余强度评价方法（第1部分：体积型缺陷）•SY/T6151－1995钢质管道管体腐蚀损伤评价方法•SY/T6597－2004钢质管道内检测技术规范•SY/T6553－2003管道检验规范，在用管道系统检验，修理，改造和再定级基本概念完整性管理标准（国内）基本概念71法规标准体系（国内）基本概念法规标准体系（国内）基本概念72管道完整性管理标准特点：•过程标准，描述完整性管理涉及到的过程。•提供管道运行管理的模式和理念：–完整性管理始于管道合理的设计、选材和施工，并贯穿管道的整个运行寿命期间。–提供管道安全、有效、经济的运行的管理模式，并规定了相关的具体要求。•管道完整性管理标准不是一种单一的、具体的技术指标标准，而是一种管理行为标准，它是建立在众多基础的、单一的技术规范基础之上的一种综合的管道管理规范体系。基本概念管道完整性管理标准特点：基本概念73管道风险因素分类按照其性质和增长特点可划分为3组9类21种。

外腐蚀内腐蚀应力腐蚀与时间有关的风险误操作天气相关/外力甲方、乙方或第三方造成的损坏以前损坏的管子故意破坏与时间无关的风险操作程序不正确天气过冷；雷击暴雨或洪水；土体移动第三方破坏/机械损伤影响管道完整性的风险管道风险因素分类外腐蚀内腐蚀应力与时间有关的风险误操作天气相74制造缺陷焊接/制造缺陷设备因素管体焊缝缺陷；管体缺陷固有风险管体环焊缝缺陷；制造焊缝缺陷；折皱弯头或屈曲；螺纹磨损/管子破损/管接头损坏O型垫片损坏；控制/泄压设备故障；密封/泵填料失效；其他因素影响管道完整性的风险制造焊接/制造缺陷设备管体焊缝缺陷；管体缺陷固有风险管体环焊75管道失效模式油气管道主要失效模式断裂过量变形表面损伤脆性断裂：低温脆断、应力腐蚀、氢致开裂韧性断裂疲劳断裂：应力疲劳、应变疲劳、腐蚀疲劳等腐蚀：内腐蚀（输送介质引起）、外腐蚀（外部环境引起）机械损伤：表面划伤、凹坑等过载引起的鼓胀、屈曲、伸长，外力引起的压扁、弯曲等管道失效模式断裂过量变形表面损伤脆性断裂：低温脆断、应力腐蚀76

2管道完整性管理主要环节

2管道完整性管理主要环节77完整性管理应该始于管道设计、选材和管道建设阶段完整性管理程序是持续发展的，应具有灵活性系统及其完整性管理程序本身的效能测试是管道完整性管理程序的一部分完整性管理原则

完整性管理应该始于管道设计、选材和管道建设阶段完整性管理原则78完整性管理6步循环数据采集风险评价完整性评价效能评价维修与维护HCA识别完整性管理6步循环数据采集风险评价完整性评价效能评价维修与维79流程管理过程管道潜在危险识别数据采集分析整合风险评价危险性评价完整性评价控制减缓措施响应未完成ASMEB31.8S输气管道完整性管理流程管理过程管道潜在危险识别数据采集分析整合风险评价危险性评80完整性管理方案主要包括以下内容：1）数据收集、检查和整合；2）风险评估；3）完整性评价；4）维修维护措施。管理方案完整性管理方案主要包括以下内容：管理方案81数据的收集、检查与整合数据要求首先应收集进行风险评价所要求的数据。在执行完整性管理方案时，要求进行附加数据的收集和排序，以更多的了解并预防、减缓管道事故。

管理方案数据的收集、检查与整合管理方案82管理方案83管理方案83数据来源建立完整性管理程序所需的数据可从管道运营公司获得。现有管理信息系统（MIS）或地理信息系统（GIS）数据库以及以前的风险或危险评价结果也是数据的来源之一。从外界也可获得完整性管理所需要的资料。管理方案管理方案84管理方案管理方案85数据的收集、检查和分析应制定数据收集、检查和分析的计划。数据的分辨率和单位也应确定。在时间方面，确定收集的数据对所要分析的危险是否适用。在完整性管理程序中，如果缺少对某种危险进行分析所需的数据，并不能因此排除这种危险存在的可能性。

管理方案数据的收集、检查和分析管理方案86数据的整合完整性管理程序中，数据综合的工作之一就是建立统一的参考系统和一致的计量单位。将收集到的单项数据综合在一起，并根据其相互关系进行分析，以实现完整性管理和风险评价的全部价值。管理方案数据的整合管理方案87风险评价风险评价的两个宏观目的：第一是组织数据和信息，帮助运营者对管理活动进行排序和规划；第二是确定采取何种检测、预防或事故减缓措施以及在何时实施。

管理方案风险评价管理方案88风险评价的具体目的(a)对要进行完整性评价和事故减缓活动的管道/管段进行优先排序。(b)评价事故减缓措施的效果。(c)确定对已识别危险最有效的减缓措施。(d)对调整检测周期对完整性的影响进行评价。(e)对备选检测方法的应用及必要性进行评价。(f)更有效配置资源。管理方案风险评价的具体目的管理方案89风险评价方法的建立实施得当的风险评价方法可成为强有力的分析手段。风险评价方法应当与知识渊博、经验丰富的人（专家和熟悉设备的人）的见解结合起来。管理方案风险评价方法的建立管理方案90风险评价方法（1）专家法（定性法）（2）相对评估模型法（半定量法）（3）方案评估法（事件树、事故树）（4）概率评估模型法（定量法）

管理方案风险评价方法管理方案91

失效后果严重性划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ级。Ⅰ级灾难的：有人员死亡，引起公众不能食用的污染事件，大面积环境公害，设备损坏导致停工90天以上。Ⅱ级严重的：致伤人员丧失工作能力，给公众造成伤害，设备损坏导致10～90天停工，区域性损失。

Ⅲ级轻度的：人员受到不丧失工作能力的伤害，环境污染小，停工1～10天。

Ⅳ级轻微的：无人员伤害，设备损坏轻微

定性风险评价管理方案定性风险评价管理方案92失效可能性划分为A、B、C、D级

A频繁发生：风险评价前10年发生1次或1次以上事故，概率P≥10-1次/aB很可能发生：2×10-2/a＜概率P≤10-1次/aC有时可能发生：2×10-3/a＜概率P≤2×10-2次/aD不大可能发生：概率P≤2×10-3次/a

定性风险评价管理方案定性风险评价管理方案93

半定量风险评价美国几家公司联合开发的IAP(IntegrityAssessmentProgram)风险评价程序和软件，采用的是一种半定量的或称为相对的，以风险指数为基础的风险评价方法，得到较广泛的应用。IAP将管道的失效类型分为：(1)外部腐蚀（EC）；(2)内部腐蚀(IC)；(3)外来(第3者)机械损伤(TP)；(4)设计/材料错误(DM)；(5)地层运动(GM)；(6)操作或工艺问题(OP)，(7)应力腐蚀开裂(SCC)IAP将失效后果分为：(1)对居民的影响；(2)对环境的影响；(3)对运营的影响。评价结果将指出高风险的区域、高失效的概率区域和高失效后果区域。对每一种失效类型和失效后果的影响因素(变量)均要进一步分析评定，并加以权重处理，得到风险指数。管理方案半定量风险评价美国几家公司联合开发的IAP(Integri94风险评价技术关键技术腐蚀减薄结构缺陷第三方破坏自然灾害疲劳传统安全评价方法现代安全评价方法风险评价技术关键技术95风险评价技术——腐蚀减薄壁厚减薄的主要原因——腐蚀腐蚀是输管道的最大危害因素包括外腐蚀和内腐蚀腐蚀评估的目的确定剩余强度和剩余寿命结合腐蚀速率可以预测一定条件下的剩余寿命风险评价技术——腐蚀减薄壁厚减薄的主要原因——腐蚀96风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法AGANG-18标准（美国煤气协会标准，剩余强度或者爆破压力）ASMEB31G标准（美国机械工程师协会，剩余强度或者爆破压力，经验方法）API579（相邻缺陷，附加载荷）SY/T6151（B31G改进版，相邻缺陷）DNVRP-F101（分项安全系数法和许用应力法）有限元方法，精确建模和求解风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法97风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法现行腐蚀管道剩余强度评价主要基于B31G、API579和DNVRP-F101准则，三个准则的理论基础均基于Folias的半经验公式，再根据爆破试验得出的实验数据进行修正。这些准则缺乏系统的理论依据。风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法98风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法通常认为过于保守的B31G评价方法，在单一载荷(内压)下所得的允许缺陷长度一般大于API579准则的允许缺陷长度，因而API579准则比B31G准则更保守。风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法99风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法三种评价体系以B31G准则最为简单，DNVRP-F101准则次之，API579准则最为繁琐。而在单一内压载荷下，三种评价体系中以DNVRP-F101准则保守性最小，B31G准则次之，API579准则最大。风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法100风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法鉴于大多数管段主要承受单一内压载荷，为降低评价的保守性和简化评价程序，在简单载荷及环向缺陷较小的情况下，采用B31G准则或DNVRP-F101准则进行评价，在其他场合用API579准则进行评价。风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法101风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法除有限元方法之外基本都对腐蚀缺陷采取了很大程度的简化，例如把腐蚀缺陷纵剖面简化为半圆、矩形或抛物线形，只考虑单一缺陷或不计入环向缺陷的影响等。风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法102风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法基于可靠性的方法（不确定性方法）考虑变量的随机特征关键是确定极限状态函数并准确估计变量的随机特征所得结果一般为某个可靠度下的剩余寿命，或某个寿命时的失效概率（1-可靠度）风险评价技术——腐蚀减薄腐蚀减薄的安全评定方法103风险评价技术——结构缺陷管道结构缺陷的来源材料缺陷焊接缺陷萌生新缺陷无论是国产还是进口管道，都不可避免地存在不同程度的缺陷，而且管道在使用过程中还会因为载荷、介质等因素的影响，萌生新的缺陷。风险评价技术——结构缺陷管道结构缺陷的来源104风险评价技术——结构缺陷如何对待缺陷，特别是超过现行标准的缺陷，是工程界普遍关心的问题。通过试验研究掌握含缺陷压力管道的破坏机理、失效模式、承载能力和在载荷作用下的裂纹张开面积和介质泄漏速率等规律，寻求这些性能与管道材料、结构、缺陷尺寸等参数间的关系，建立压力管道缺陷安全评定方法、制订和修订相应的评定标准或准则，按“合乎使用”的原则对含缺陷的在役压力管道进行分别处理，做到经济安全运行。风险评价技术——结构缺陷如何对待缺陷，特别是超过现行标准的缺105风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法含缺陷压力管道安全评定的方法较多，主要有极限载荷控制的塑性失效准则断裂力学J积分的评定方法英国R6双判据准则评定方法美国ASME规范评定方法参数不确定性缺陷的安全评定方法风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法106风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法极限载荷控制的塑性失效准则压力管道焊接缺陷一般为环向缺陷，缺陷的尺寸也较小，其材料大部分韧性较好。因此其失效模式通常为由极限载荷控制的塑性失效。从这一观点出发，评定方法可分为净截面屈服准则和最大应力准则。风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法107风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法极限载荷控制的塑性失效准则净截面屈服淮则认为含环向缺陷压力管道在弯矩〔或同时施加内压)作用下，管子缺陷所在横截面的应力达到材料的流变应力时为极限状态。最大应力准则根据材料力学的最大应力原理，认为含环向裂纹的管子，其裂纹所在截面内的最大应力达到材料的强度极限时管子失效。风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法108风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法断裂力学J积分的评定方法含缺陷结构的大直径厚壁压力管道也可能产生断裂失效。根据J积分断裂参量而产生的断裂力学计算方法。采用J积分的评定方法不仅可评判管道所含裂纹的启裂，而且还可以进行裂纹扩展的计算。它是通过含缺陷管道在载荷作用下产生的断裂推动力J积分与管道材料的抗断裂阻力进行比较，从而得到裂纹启裂与失稳的判断。风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法109风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法英国R6双判据准则评定方法R6评定方法是英国中央电力局(CEGB)提出的，它适用于含缺陷结构的断裂评定。双判据准则是将3种断裂评定（即脆性断裂、塑性失稳和弹塑性断裂）用一张评定图表示。该图的纵坐标表示结构脆断的性能，横坐标表示结构的塑性失效行为。目前广泛采用的断裂评定方法。风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法110风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法美国ASME规范评定方法美国ASME规范第XI篇的IWB-3640及附录C为“奥氏体钢管道缺陷评定规程及验收准则”，IWB-3650及附录H为“铁素体钢管道缺陷评定规程及验收准则”。目前国际上最具有代表性的压力管道缺陷评定规范，在国际上得到广泛应用。它的最大优点在于编制者在大量理论分析、数值计算和试验研究的基础上，把复杂的断裂力学计算简化为应用极其方便的计算公式和图表，以便广大工程技术人员使用。风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法111风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法美国ASME规范评定方法该方法的理论基础是R6双判据评定准则，先对含缺陷管子的失效模式进行筛选：即脆断、塑性失效和弹塑性撕裂，然后根据不同的失效模式分别进行评定。在脆断评定中，采用经典的线弹性断裂力学；在塑性失效分析中，是以净截面屈服准则为基础；而在弹塑性撕裂的评定中，提出了修正因子，只要将所受的载荷乘以该因子，即可将复杂的弹塑性断裂力学计算简化为较简单的塑性失效计算。风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法112风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法参数不确定性缺陷的安全评定方法断裂力学的研究是以确定性事件为前提的，然而工程结构存在大量的不确定性。对于压力管道来说，无论是管子的尺寸、缺陷的大小，还是材料性能参数都不是确定值，而是以一定的分布规律分布的。为了能正确处理这样一些不确定的问题，提出了一些新的理论和方法。基于概率断裂力学和可靠性分析的评定方法基于模糊理论方法的评定方法风险评价技术——结构缺陷含缺陷管道安全评定方法113风险评价技术——第三方破坏第三方破坏原因管线第三方破坏主要指管道沿线地区修筑道路、建筑施工、农民耕地或偷油盗气等人为活动所引发的管道机械性损伤。风险评价技术——第三方破坏第三方破坏原因114风险评价技术——第三方破坏第三方破坏评价方法专家评分方法A．覆土最小厚度0-20分(20%)B．地面活动程度0-20分(20%)C．地面设施0-10分(10%)D．公众热线电话0-15分(15%)E．公众教育0-15分(15%)F．管道用地标志0-5分(5%)G．巡线频率0-15分(15%)风险评价技术——第三方破坏第三方破坏评价方法115风险评价技术——第三方破坏第三方破坏评价方法专家评分方法管道第三方破坏评价的关键点《管道风险管理手册》规定，管段划分因素优先级依次为人口密度、土壤情况、防腐层状况、管龄。影响输气管道第三方破坏的因素包括管道基本属性及维护管理水平、附近人口密度及施工活动情况、地表车流及建筑物状况、周边土质地基等诸多方面。风险评价技术——第三方破坏第三方破坏评价方法116风险评价技术——第三方破坏第三方破坏评价方法事故树联合模糊综合评判方法根据影响第三方破坏因素的情况，建立故障树分析法和模糊综合评判法相结合的数学模型。通过故障树分析，得到引起第三方破坏的各种因素的重要度。再将之作为模糊综合评判法的权重向量，求得第三方破坏的综合评判向量，最后按照最大隶属度原则确定各管段第三方破坏可能性的等级。风险评价技术——第三方破坏第三方破坏评价方法117风险评价技术——自然灾害自然灾害山洪泥石流地震、断裂风险评价技术——自然灾害自然灾害118风险评价技术——自然灾害长输管道自然灾害评估山洪和泥石流的影响比较复杂，其评估目前还属于起步阶段，尚无成熟方法。目前进行的研究多是地震、断裂活动对管道的影响评估。例如地震造成的管道下部掏空，地震、断裂活动造成的管道轴向拉伸、压缩应力或应变等。风险评价技术——自然灾害长输管道自然灾害评估119风险评价技术——疲劳引起管道结构疲劳的因素运行中的压力波动地震管道穿、跨越风险评价技术——疲劳引起管道结构疲劳的因素120风险评价技术——疲劳管道结构疲劳寿命评估方法S-N曲线断裂力学风险评价技术——疲劳管道结构疲劳寿命评估方法121风险评价技术——传统评价方法类比分析法类比分析法通过搜集国内外油气长输管道在建设、运行中发生的事故，对其事故原因进行统计分析，并结合所评价管道工程的输送介质、工艺特点以及管道所经地区的自然环境、社会环境条件，有针对性地进行相关事故统计与原因分析。类比分析的结果不仅可以防范类似事故的发生，也可为管道工程管理人员制定相关安全技术规程提供依据。风险评价技术——传统评价方法类比分析法122风险评价技术——传统评价方法事故树分析油气长输管道工程事故树分析一般是对长输管道失效事故和站场火灾、爆炸事故进行分析。采用该方法，可以把可能发生的事故与可能导致事故发生的逻辑关系用树形图直观地表示出来，再通过对树形图进行定性和定量分析，找出导致事故发生的主要原因和计算事故发生的概率。风险评价技术——传统评价方法事故树分析123风险评价技术——传统评价方法管道风险评价法油气长输管道风险评价是在总结国外管道多年的事故案例资料和管道风险管理经验的基础上提出的，对评价管段的各种危害安全的因素及可能的后果逐项评分，得到管段危险程度和相对风险。风险评价技术——传统评价方法管道风险评价法124风险评价技术——传统评价方法道化学公司火灾、爆炸危险指数评价法道化学公司火灾、爆炸危险指数评价法是依据以往的事故统计资料、物质的潜在能量和现行的安全措施情况，利用系统工艺过程中的物质、设备、物料量等数据，通过推算公式，对系统工艺装置及所含物料的实际潜在火灾和爆炸危险进行客观评价的一种方法。油气长输管道工程安全评价中，常采用该方法对站场中具有火灾、爆炸危险性的单元进行评价，定性确定其火灾、爆炸危险等级。风险评价技术——传统评价方法道化学公司火灾、爆炸危险指数评价125风险评价技术——传统评价方法伤害（或破坏）范围评价法该方法是根据事故的数学模型，计算事故对人员伤害范围的一种定量评价方法。事故的数学模型包括液体泄漏模型、气体泄漏模型、池火火焰与辐射强度模型、火球爆炸伤害模型、爆炸冲击波伤害模型、蒸汽云爆炸破坏模型等。油气长输管道工程安全评价，常采用该方法计算长输管道和工艺站场内设备、管道事故对人员伤害范围或建构筑物、设施的破坏范围。风险评价技术——传统评价方法伤害（或破坏）范围评价法126风险评价技术——现代评价方法基于应变的评价方法基于应变的设计传统的管道设计方法属于基于应力的设计，即控制管道材料在设计载荷下不超过许用应力。随着管钢材料抵抗变形能力的逐步加强，基于应力的设计方法出现了一定的局限性。管道在某些特殊情况下允许发生一定程度的大变形，例如地震等地质灾害造成的管道横移，此时管道的应力状态虽然已经超过了应力极限，但并没有发生破坏。如果在这种特殊条件下仍然采用基于应力的设计，势必会提高管道钢级，增大经济和技术投入。风险评价技术——现代评价方法基于应变的评价方法127风险评价技术——现代评价方法基于应变的评价方法基于应变的设计基于应变的设计可以解决这种特殊问题，该设计方法认为只要管道材料的应变不超过某个规定值，管道是安全的。另外，考虑到管道材料性能、载荷条件等的不确定性，基于应变的设计和分析思想还可以与可靠性方法紧密结合，形成基于应变的可靠性设计技术。基于应变的评价以应变作为破坏准则，即形成基于应变的评价方法。风险评价技术——现代评价方法基于应变的评价方法128基于应变的评价方法应用领域《输油（气）埋地钢质管道抗震设计规范》（SY/T0450-2003）地震破坏穿越断层DNV海底管道横向位移冻土带隆起和下降热胀应力造成的管道侧移风险评价技术——现代评价方法基于应变的评价方法风险评价技术——现代评价方法129模糊数学方法层次分析方法（AHP）灰色综合评价方法风险评价技术——现代评价方法模糊数学方法风险评价技术——现代评价方法130AHP法确定评价因素的主观性强，计算结果的精度难以得到保证；模糊综合评价法的核心是建立隶属函数，而模糊隶属度的确定带有很强的主观性和随意性，操作难度较大；灰色综合评价法运算简便，但当涉及到多个评语等级时，计算量较大。风险评价技术——现代评价方法AHP法确定评价因素的主观性强，计算结果的精度难以得到保证；131完整性评价根据风险评价所确定的完整性评价排序，运营者应采用适当的方法进行完整性评价。可采用的完整性评价方法有内检测、试压、直接评价等。管理方案132完整性评价管理方案132操作条件下的环向应力133操作条件下的环向应力133管道内检测内检测（IPI）是一种用于确定并初步描述缺陷特征的完整性评价方法。内检测的有效性取决于所检测管段的状况和内检测器对检测要求的匹配性。管理方案134管道内检测管理方案134管理方案管道内检测器的分类用于内、外腐蚀危险的金属损失检测器普通分辨率漏磁检测器超声斜波检测器高分辨率漏磁检测器横向漏磁检测器超声直波检测器用于应力腐蚀开裂的裂纹检测器超声斜波检测器横向漏磁检测器用于第三方损坏和机械损坏引起的金属损失和变形的检测器测量清管器单通道测径器135管理方案管道内检测器的分类135试压

压力试验长期以来是业界认可和接受的管道完整性验证方法。这种完整性评价方法可用来进行强度试验和泄漏试验。对已建管道，压力试验一般在换管、升压运行、输送介质发生改变、封存管道启用等情况下选用。管理方案136试压管理方案136直接评价直接评价是一种利用结构化过程的完整性评价方法，通过该方法管道运营者可综合管道的物理特征、运行历史与管道检查、检测和评价的结果结合起来，直接评价管道完整性。一般包括外腐蚀直接评价（ECDA）和内腐蚀直接评价（ICDA）。管理方案137直接评价管理方案137

外腐蚀直接评价（ECDA）步骤：a)预评价b)检测c)开挖检测和评价d)后评价确定再检测的时间间隔，验证整个ECDA过程的有效性，对完整性管理程序进行效能测试。管理方案138外腐蚀直接评价（ECDA）步骤：管理方案138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验的管道。管理方案139直接评价适用范围管理方案139事故减缓措施对检测到缺陷的响应计划消除或减缓不安全因素的维修措施消除或降低管道完整性危险的预防措施检测间隔的确定管理方案140事故减缓措施管理方案140对管道内检测结果的响应管道运营者应按照基于风险评价结果和内检测危险的严重程度所确定的先后顺序时间表来完成响应工作。立即响应：检测结果表明管道缺陷处于失效点；计划响应：检测结果表明管道存在严重的缺陷，但不处于失效点；进行监测：检测结果表明存在危险，但在进行下一次检测之前，该危险不会导致管道失效。管理方案141对管道内检测结果的响应管理方案141完整性管理系统组成质量控制方案变更管理方案联络方案效能测试方案完整性管理方案管理方案142管理方案142完整性管理方案：–执行步骤说明，应包括预防、探测和减缓措施，还应制定一个措施实施的时间表；•效能测试方案：–关注的是完整性管理程序提高管道安全性的效果•联络方案：–与员工、公众、应急人员、当地公务人员及管理部门进行有效联络的方案。该方案应通报有关完整性管理方案的信息及所获得的结果管理方案完整性管理方案：管理方案143变更管理方案：–确保对管道系统的设计、运行或维护发生变更所带来的潜在风险进行评估；–在变更发生之后，适当时，应将其纳入以后的风险评估中。质量控制：–运营公司满足其完整性管理程序所有要求的文件。管理方案变更管理方案：管理方案144

3管道完整性管理的重要经验

3管道完整性管理的重要经验1451、建立有效的管道完整性管理体系建立管道完整性管理组织机构、管理文件体系和考核机制，保障完整性管理的有效实施:组织机构：明确管理主管部门，设置专（兼）职岗位；管理文件体系：包括控制程序、标准体系及办法、管理手册及审核系统等；考核机制：纳入各单位绩效合同，每年进行内部审核。管理经验1、建立有效的管道完整性管理体系管理经验146程序文件线路站场作业文件设施/设备完整性管理方案管道(段)完整性管理方案

一级文件站场线路

二级文件

三级文件四级文件完整性管理总则HSE管理体系完整性管理标准体系、办法管道完整性管理审核系统管道完整性管理程序文件管道完整性管理手册1、纳入HSE体系2、明确职责和流程4、程序文件、作业文件。5、管道“一线/区一案”

。3、主要审核依据和标准，内部审核方式。管理经验程序文件线路站场作业文件设施/设备完整性管道(段)完整性一1472、分级分类实施管道完整性管理根据管道场站的数量、位置、类型、危险程度开展分级，进行分类完整性管理。

按照规格及运行压力、处理规模、介质类型及装置数量等划分并考虑修正因素。针对不同级别的管道和场站，在完整性管理各环节所采用的技术方法、实施周期及实施单位等进行明确规定。Ⅰ类管道Ⅱ类管道Ⅲ类管道Ⅱ类站Ⅲ类站IV类站Ⅰ类站管理经验分级分类2、分级分类实施管道完整性管理按照规格及运行压力、处理148管道：按设计压力和管径分级；场站：按规模分级；修正：根据硫化氢等有害物质含量、管长、场站类型等因素进行修正。2、分级分类实施管道完整性管理风险评价：采用的技术不同完整性评价：采用的方法种类不同，外检测采用的方法类型不同，外腐蚀直接评价采用的检测项目不同维修维护：结合缺陷严重程度与管道分级、缺陷结评价结果，分别采取维修措施。管理经验管道：按设计压力和管径分级；2、分级分类实施管道完整性管理风1492、分级分类实施管道完整性管理IV类站管理经验油气长输管道项目名称指标/分值指标/分值指标/分值介质类型天然气/10成品油/8原油/5管道直径大于1000mm/10500～1000mm/7小于500mm/4管道长度大于1500km/10500～1500km/6小于500km/3设计压力等级8MPa以上/104～8MPa/64MPa以下/3服役时间30年以上/1015～30年/615年以下/3环境敏感性境外管道或边疆省内管道或沿海管道或高寒山区管道/10自然保护区或生态脆弱区或地质灾害易发区或人口稠密区内的管道/6一般地区内的管道/3管线重要性终端用户包括省会城市以上的大城市/10终端用户包括中等城市或跨行业特大企业/6终端用户包括一般民用或中小企业或中石油企业/3评分小计704524总分大于60的划为A类管道、总分25~60的划为B类管道、总分小于25的划为C类管道。2、分级分类实施管道完整性管理IV类站管理经验油气长输管道1502、分级分类实施管道完整性管理IV类站管理经验站场或储油气库项目名称指标/评分指标/评分指标/评分介质类型天然气/10成品油/8原油/6站库规模日输天然气>3000万方或天然气储量>10亿方的储气库/10日输油品1～3万吨或油品储量30～100万方的储油库/7日输原油<1万吨或原油储量<30万方的储油库/4设计压力等级8MPa以上/104～8MPa/64MPa以下/3服役时间20年以上/1010～20年/610年以下/3环境敏感性境外站库或边疆省内站库或沿海站库或高寒地区站库/10自然保护区或生态脆弱区或地质灾害易发区或人口稠密区内的站库/6一般地区内的站库/3系统重要性带压缩机的输气站或LNG接收站或热泵站或中转油库或区域调峰储气库/10输油气首站或分输站或成品油库或城市调峰储气库/6一般输油气站或原油库/3评分小计604122总分大于52的划为A类站、库，总分23~52的划为B类站、库，总分<23的划为C类2、分级分类实施管道完整性管理IV类站管理经验站场或储油气1513、完整性管理各环节应完整、循环，缺一不可管理经验数据采集风险评价完整性评价效能评价维修与维护HCA识别3、完整性管理各环节应完整、循环，缺一不可管理经验数据采集风1524、完整性管理对象应视情拓展完整性管理实施范围由管道拓展至场站。完整性管理也分轻重缓急。制定场站完整性管理的程序、作业文件。管理经验4、完整性管理对象应视情拓展管理经验1535、持续引进和应用新技术，改善评价准确性内检测技术外检测技术确定性/概率评价技术高后果区识别技术后果评价技术在线监测和评估技术管理经验5、持续引进和应用新技术，改善评价准确性内检测技术管理经验154管理经验6、宏观体系结合具体规则，固化条款跟踪动态变化完整性管理体系从制度上要求管道及其附属结构按照规范要求进行检验。按照要求执行才能有效降低或规避管道安全风险，才能将其风险在其生命周期内控制在可接受水平。各种潜在“变化”，要及时跟踪、及时检测、及时评估“变化”带来的影响，及时调整监控策略。海洋油气装备与安全技术研究中心管理经验6、宏观体系结合具体规则，固化条款跟踪动态变化海洋油155管理经验7、以数据为核心，适当结合经验，完善预测和预警技术体系施工检验数据腐蚀检测和监测数据试压数据在线检测数据外检测数据事故统计海洋油气装备与安全技术研究中心管理经验7、以数据为核心，适当结合经验，完善预测和预警技术体156通过风险查勘认为该公司在人员配备、职工素质、风险管理、HSE体系、绩效评价等方面具有比较完备的做法和较高的水平，基础数据和生产数据信息化程度高，建立了海底管道完整性管理系统，拥有自己的变更管理体系，实施基于风险的检验和分析工作，能够有效保障海底管道、海洋平台及附属工艺装置的安全使用。信息化程度高人员素质高体系完善管理方法先进157通过风险查勘认为该公司在人员配备、职工素质、风险管理、HSE建议：1、管道完整性管理系统中，基础数据和检测数据完备，但对于数据的利用较为直接，比较偏重于指导检修规划，没有针对检测结果进行剩余强度和剩余寿命评估，建议综合利用管道基础数据、腐蚀检测和监测数据、内检测数据开发海底管道缺陷评估功能模块，丰富海底管道完整性管理系统。此外，从精细管理的角度，建议在海底管道完整性管理系统中建立悬空信息管理和评估模块，结合波流监测数据实现海底管道悬空结构的临界跨长、共振、涡激疲劳寿命等自动评估功能。2、公司建立了变更管理系统（MOC），但纳入变更管理的范畴较窄（超过180天的变更才纳入变更管理系统），往往是短期或较小的变更更容易引起忽视进而引发问题，建议在管理效率和风险控制之间找到更好的平衡点。3、公司具有完备的应急管理体系和较好的应急预案，也严格按照《海洋石油安全生产规定》、《海洋石油安全管理细则》、《海上石油作业安全应急要求》等开展工作，但在演练记录中的总结部分出现了多次演练结论雷同的问题，反映出对演练发现的问题解决不及时或其他问题。158建议：158建议：4、海洋平台中控系统报警信号过多，虽然报警管理在国内石油开发中的尚没有广泛实施，但过多的报警信号会导致中控人员压力过大、容易疲劳，且可能会忽略重要报警信息已成为共识，因此建议公司继续走在国内风险管理领域的前列，逐步将报警管理纳入风险管理系统，对报警信号进行分类、分级和过滤，将报警信息量控制在合理范围之内。5、对于危险作业实施了票证管理制度，但也存在一些瑕疵，发现相关作业票证的摆放位置存在问题（为了保证中控室作业票清晰，中控室与现场作业票证颠倒存放），建议改进细节。159建议：159Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险评价工程方法管道完整性管理总结主要内容Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险160理念和做法01020304数据驱动分级分类管理以完整性为中心注重研究05……5总结理念和做法01020304数据驱动分级分类管理以完整性为中心161需求和发展趋势内外检测与监测：新老管线抢维修技术和装备应急管理和装备精细化风险评估和管理基础资料综合和大数据开发、共享面向工程用户的风险分析工具162需求和发展趋势内外检测与监测：新老管线162谢谢谢谢163油气管道完整性管理培训油气管道完整性管理培训Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险评价工程方法管道完整性管理总结主要内容Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险美国管道事故统计危险液体管道气体管道（所有事故）美国管道事故统计危险液体管道气体管道（所有事故）美国管道事故统计危险液体管道气体管道（严重事故）美国管道事故统计危险液体管道气体管道（严重事故）美国管道事故统计危险液体管道气体管道（重大事故）美国管道事故统计危险液体管道气体管道（重大事故）美国管道事故统计——重大事故后果统计美国管道事故统计——重大事故后果统计EGIG9th失效频率失效频率EGIG9th失效频率失效频率EGIG9th事故原因分布各失效原因的年发生频率EGIG9th事故原因分布各失效原因的年发生频率EGIG8th外力破坏，泄漏口大小和管径外力破坏和管径外力破坏和埋深外力破坏，泄漏口大小和埋深EGIG8th外力破坏，泄漏口大小和管径外力破坏和管径外力EGIG8th腐蚀和年份内外腐蚀分布腐蚀、泄漏口和年份腐蚀失效和涂层类型沥青煤焦油未知环氧树脂聚乙烯EGIG8th腐蚀和年份内外腐蚀分布腐蚀、泄漏口和年份腐蚀EGIG8th施工缺陷/材料失效，泄漏口大小和年份施工缺陷/材料失效和失效频率Hot-tapmadebyerror和管径Hot-tapmadebyerror，泄漏口大小和管径EGIG8th施工缺陷/材料失效，泄漏口大小和年份施工缺陷EGIG9th管道老龄化EGIG9th管道老龄化EGIG9th管道老龄化EGIG9th管道老龄化海底管道事故统计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%。海底管道事故统计1967-2012年墨西哥湾共发生海底管道泄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。海底管道事故统计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。事故原因分布第三方破坏事故7起，占12%；冲刷悬空事故3起，占5%；腐蚀和自然灾害各2起，占3%；人为失误1起，占2%；未知原因事故6起，占10%。事故海域分布南海海域发生的事故次数最多，为9起，占38%；渤海海域发生海底管道泄漏事故8起，占33%；东海海域4起，占17%。输送介质天然气泄漏4起，占19%；油品泄漏17起，占81%。海底管道事故统计国内：1995~2012年共发生海底管道泄漏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。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。国内管道事故统计据不完全统计，自1995年至2012年，全国国内管道事故统计国内管道事故统计Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险评价工程方法管道完整性管理总结主要内容Content01020304油气管道事故统计与分析管道风险工程方法01020304直接评价（油水钢管内腐蚀）直接评价（钢管外腐蚀）直接评价（干气和湿气管道内腐蚀）缺陷评价风险评价工程方法05指数法评价工程方法01020304直接评价（油水钢管内腐蚀）直接评价（183直接评价内检测ILI指数评价内腐蚀外腐蚀寿命评价风险评价内检测与风险评价缺陷评价无内检测基于规范基于有限元直接评价内检测ILI指数评价内腐蚀寿命评价内检测与风险评价缺184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验的管道。直接评价185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、预评价01间接检测与评价02直接检测与评