SYT 7342-2016 海底管道系统完整性管理推.荐作法

中华人民共和国石油天然气行业标准2016—12—05发布2017—05—01实施国家能源局发布I前言 Ⅲ 1.2内容与适用范围 1.3本标准架构 31.4参考 3 5 62完整性管理系统 72.1总则 72.2完整性管理流程 82.3支持要素 83全生命周期完整性管理流程 3.1总则 3.2建立完整性 3.3移交完整性——从设计到操作 3.4维持完整性 4风险评估和完整性管理计划 4.1总则 4.2管道系统危害 4.3重要文件 204.4全过程 215检测、监测和试验 5.1总则 5.2检测 255.3监测 5.4试验 6完整性评估 6.1总则 6.2不能清管的管道评估 7减缓、干预和维修 7.1总则 7.2详细计划 附录A(资料性附录)管道数据和表格 附录B(规范性附录)总体屈曲推荐作法 附录C(规范性附录)腐蚀监测和检测推荐作法 附录D(规范性附录)泄漏探测系统 附录E(规范性附录)检测和监测技术 附录F(规范性附录)风险评估和完整性计划的范例 附录G(规范性附录)风险评估和完整性管理计划的范例 附录H(规范性附录)风险评估工作流程 附录I(规范性附录)屏障工作框架 附录J(规范性附录)完整性管理的检查 本标准等同采用挪威船级社DNV-RP-F116《海底管道系统完整性管理推荐作法》(2015年2月)。——按照GB/T1.1—2009的要求，改变了图表的编号；——将附录A作为资料性附录，附录B至附录J作为规范性附录。主要起草人：周雷、张东卫、房凯、翁强、朱绍宇、谭家海、钟文军、赵冬岩、孙国民、曹静、1海底管道系统完整性管理推荐作法1概述本标准为海底管道系统全生命周期的完整性管理提供技术要求(见DNV-OS-F101)和建议。本标准的目的是：a)确保海底管道系统安全运营，以保障公共设施、环境和财产安全。b)提供满足DNV-OS-F101中完整性要求的指导说明。1.2内容与适用范围1.2.1完整性管理体系本标准针对如何建立、执行和维持管道系统的完整性管理体系提供指南，见图1。组织机构人员检验监控测试报告通讯操作控制缓解防护维修审计复核完整性评估应急计划管理变更图1完整性管理体系本标准适用于钢制海底管道及其附属构件，相关定义参考DNV-OS-F101C336,C287及其附录F,着重于海管系统的结构/承压失效和导致此类失效的风险评估。本标准着重在完整性管理流程，即风险识别、风险评估、计划、监测、检测和维护的综合流程。维护活动如上部控制、化学药剂系统和影响管道系统完整性的阀门不在本标准范围。本标准也适用于钢制立管完整性管理，更多细节可参考DNV-RP-F206,同时DNV-RP-F206也适用于柔性立管系统。海底管道系统包括(主/干)输送管道和油田内管道，组成如下：a)外输管道(石油和天然气)。2b)生产管道(石油和天然气)管道操作方有责任明确管道系统的界面(界面参考3.1.4)。通常，管道系统的起始或终止点是延b)水下安装连接点(不包含管汇系统)。上述部件(阀、法兰、连接件、绝缘接头)也包含其附属配件，即管道系统延伸至配件之外的焊上述范围之内的管道部件是海底管道系统的有机组成部分，如法兰、三通、弯管、变径管、膨胀弯和阀门(同样参考DNV-OS-F101C336,C287及其附录F)。需要说明的是，有些影响管道完b)外部保护——涂层/混凝土、阳极、止曲器、支撑构件(自然和/或人造)、保护结构、挖沟规原因，陆上规范可能优先本节规定，参考DNV-OS-F101中的附录F。图2陆/海界面3管道系统完整性是指管道系统的结构/承压能力。这是管道系统在生命周期内，承受各种荷载情失效是指管道系统既定功能的终结，这是影响管道系统或部件的重大事件，将导致DNV-OS-f)附录F:指导——风险评估和完整性管理计划。h)附录H:1级PoF评估流程图。j)附录J:完整性管理审查。本标准支持并符合DNV-OS-F101,同时反映海底管道系统完整性管理的行业实践。4ASMEB31.8S输气管道完整性管理APIRP1160危害液体管道的完整性管理此外可参考DNV-OS-F101针对立管系统完整性管理流程，可参考DNV-RP-F206“立管完整性管理”。DNV推荐作法DNV-RP-A203DNV-RP-F101DNV-RP-F102DNV-RP-F107DNV-RP-F109DNV-RP-F110DNV-RP-F113DNV-RP-F206DNV-RP-F302DNV-RP-H101DNV-RP-J202DNV-RP-O501DNVGL-RP-0002DNVGL-RP-0005海底管道系统技术认证腐蚀管道涂层修复阴极保护管道自由悬跨管道保护风险评估坐底稳定性海底管道总体屈曲海底管道维修立管完整性管理水下泄漏探测系统选型与应用水下操作风险管理二氧化碳管道设计与运营配管系统的磨蚀水下生产系统完整性管理DNV-RP-C203:海底钢结构疲劳设计国际标准和推荐作法ISO/TS12747:2011油气工业管道输送系统管道延寿推荐作法ISO13623石油天然气工业管道输送系统ISO14224设备可靠性和维护数据的收集与交接(2000)ISO16708基于可靠性的极限状态方法ISO17776危险识别与风险评估工具和技术指南ISO55000资产管理概述、原则和术语其他规范液体管道压力试验危险液体管道的完整性管理海洋油气管道的设计、建造、操作与维护(极限状态设计)在线检测系统认证标准ASMEB31.4液体管道输送系统ASMEB31.8气体管道输送系统ASMEB31.8S气体管道完整性管理ASMEB31G腐蚀管道剩余强度分析方法5ANSI/ASNTILI-PQ在线检测人员资质和证书BS7910金属结构缺陷评估指导方法EN13509阴极保护技术EITechnicalPublications水下设施完整性管理指导方法EPRGpublicationEPRG方法评估外部损伤管道的抗力和裕量GermanischerLloyd建造与入级规范Ⅲ海洋技术第4部分：海底管道和立管NACESPO102海底管道在线检测NACE35100管道在线无损检测NACETM0212—2012管道内表面微生物腐蚀的检测、试验和评估NORSOKY-002海底管道系统延寿评估规程NORSOKZ-001操作文件记录(DFO)PDAM9909A-RPT-001管道缺陷评估手册(PDAM)/PDAM工业联合项目[1]管道作业方论坛(POF):管道智能清管球检测的技术要求，2009版a)弃置abandonment使系统永久退役的相关活动。b)接受标准acceptancecriteria可量化的具体指标或方法，为评估海管的部件、结构、系统功能提供可接受的安全等级。c)试生产commissioning输送的介质初次进入管道系统的相关活动，试生产属于操作阶段。d)临时停产de-commissioning-管道系统临时停产所进行的活动。e)复产re-commissioning管道系统复产时所进行的活动。断裂表面的平面的、二维的位移形式。在原设计中确定的保持海管系统完好运营的期限。在无重大维修的前提下，结构能够达到预设功能的使用期限。h)失效failure部件或系统功能丧失，或安装、人员、环境等安全功能减弱。i)在役in-service管道处于运营情况下的时期。j)在役文档in-servicefile集成全部服役期数据的系统确保管道在承压情况下，保持完整性的措施，包括管道内部和外部措施。1)油气oil&gas管道中的介质为油或气。6m)作业operation海管日常运营状态。n)作业者operatorp)智能球intelligentpigq)管道完整性pipelineintegrityr)再评定re-qualifications)风险risk发生事故并伴随潜在后果的定量或定性的可能性。定量是指一个定义的失效模型概率乘以其t)风险管理riskmanagement包括风险辨识、风险分析与评估、制订风险控制计划并实施，以及监测并评估风险控制有效u)服役期限servicelifev)供应方supplier从管道工程建设阶段(含调试)到运营阶段的责任交接过程，x)威胁threatCoF:失效后果(ConsequenceofFailure)CP:阴极保护(CathodicProtection)CVI:近距离外观检测(CloseVisualInspection)DEH:直接电加热(DirectElectricalHeating)DFI:设计建造安装(DesignFabricationInstallation)DFO:操作文件(DocumentsforOperation)DTM:数字化地理信息模型(DigitalTerrainModels)EPRG:欧洲管道研究组(Europeanpipelineresearchgroup)FMEA:失效模式和后果分析(FailureModesandEffectsAnalysis)FSM:场指纹法(FieldsignatureMethod)GVI:一般外观检测(GeneralVisualInspection)GRP:玻璃钢(GlassReinforcedPlastic)HAZOP:危险与可操作性分析(HazardandOperabilityAnalysis)7HDPE:高密度聚乙烯(HighDensityPolyethylene)IA:完整性评估(IntegrityAssessment)ILI:在线检测(In-LineInspection)IM:完整性管理(IntegrityManagement)IMP:完整性管理流程(IntegrityManagementProcess)IMR:检测、维护和维修(inspection,maintenanceandrepair)IMS:完整性管理体系(IntegrityManagementSystem)KP:里程点(KilometrePoint)LPR:线性极化电阻(LinearPolarisationResistance)MIC:微生物腐蚀(MicrobiologicallyInfluencedCorrosion)MIR:维护检测与维修(MaintenanceInspectionandRepair)MFL:漏磁(MagneticFluxLeakage)NCR:不一致报告(NonConformancesReport)NDT:无损检测(NonDestructiveTesting)OLF:挪威石油工业协会(TheNorwegianOilIndustryAssociation)PDAM:管道缺陷评估手册(PipelineDefectAssessmentManual)PIMS:管道完整性管理体系(PipelineIntegrityManagementSystem)PoF:失效概率(ProbabilityofFailure)RBI:基于风险的检测(RiskBasedInspection)ROTV:水下拖曳机器人(RemoteOperatedTowedVehicle)RP:推荐做法(RecommendedPractice)UT:超声波检测(UltrasonicTesting)UTM:通用墨卡托投影(UniversalTransverseMercator)VIV:涡激振动(VortexInducedVibrations)QRA:定量风险分析(QuantitativeRiskAnalysis)8作业者应建立、实施并保持完整管理体系(IMS),至少应包含以下几个部分(参考DNV-OS-F101),如图1所示：g)审计与核算其他DNV-OS-F101中没有明确的最低完整性管理要求，包括管理要求、备件和工具管理、财完整性管理流程是完整性管理体系的核心。构成完整性管理流程的步骤如图1所示，与完整性控制和完整性改进活动的组合将在第3章中讨论。9c)清管和/或维护活动的说明书。应急计划和程序针对所有可能状况进行系统评估后建立并维持。根据管道系统的经济重要程度，件。因此，应辨识管道发生失效(如断裂)的可能后果。为减轻潜在突发状况的后果，应建立和执行e)对紧急事件或状况的初始响应程序，如隔离管道系统受损部分、控制关闭程序和应急关闭程保持一致。审查主要包括系统的有效性和适用性以及拟采取的改进措施(见附录J),同时在I.2中提2.3.9信息管理d)操作参数(介质组分、流速、压力、温度等),包括腐蚀加速的评估和机械性能减弱的评估。在役文档与设计建造安装摘要(参考2.3.9.2)应作为将来完整性管理计划的基础。其主要目标是提供给运营机构在设计建造和安装阶段(包括预调试)最相关的数据(如接受准则、重大事件等)的简要说明。摘要应清晰的注明管道系统的各种极限。DFI手册应：f)DFI手册内容的最低要求见DNV-OS-F101中的第12章H200。b)人员的培训和资质记录。d)安装情况的数据，对于理解管道系统的设计和配置非常重要，例如预调查报告，铺设/安装前准备下列文件但不限于此：a)描述损坏的管道，它的系统或组件的位置、类型、损坏程度和临时措施。b)维修、改造和更换，包括应急措施的计划和全部细节。c)对于特定的维修、改造和更换，与建造或安装方商定进一步文件。2.3.9.5再评定/延寿评估相关文档在管道系统再评定/延寿校核(见3.4.5)情况下，与原设计再评定流程相关的所有信息将被记录在案，包括如内/外检测数据、监测数据和完整性评估。2.3.9.6应急状态下获取文档的便利性在役文档和DFI手册应易于获取，尤其是在应急状态下。3全生命周期完整性管理流程本章介绍全生命周期完整性管理流程(见图3),其中4组主要活动在第4章至第7章详细描述。完整性评估检验监控图3完整性管理流程建立完整性维持完整性弃置预研、设计和建造(包括试生产)运营从试生产至退役完整性管理流程风险评估和完整性管理计划检测、监测和试验完整性评估减缓、干预和维修图4全生命周期内的完整性管理流程在DNV-OS-F101中定义了两个完整性阶段：b)在操作阶段(从试生产至弃置)维持完整性。据(如操作文件)的移交。DNV-OS-F101给出了两个阶段的标准和指导，并主要关注第一阶段。本标准也给出了两个阶段的建议，但着重完整性维持阶段，以完整性管理流程为重点，见图4。完整性管理流程从建立阶段从前期设计就开始一系列的选择，如管材(如碳钢、不锈钢、双金属复合管等)、监测系统、缓蚀剂系统、清管能力、埋设或不埋设、新技术或现有技术、设计/建造/安装阶段的质量，这些对于命，就需要采取额外的措施确保其性能(安全、环境、输送能力等)可接受。同样，恰当的设计如果a)完整性控制活动，包括检测、监测、试验和完整性评估。a)风险评估和完整性管理计划，包括风险识别、风险评估、长期和短期(年度)检测计划。b)在管道投入运营之前，需要建立完整性管理的理念，考虑管道的设计以及如何进行完整性系c)详细的检测(包括内检测和外检测)、监测、试验等计划和实施方法。完整性管理流程从建立阶段开始，并在维持阶段持续改进直到管道弃置(见图4)。风险评估和完整性计划活动在建立完整性阶段开始，见图4。应提供完整性管理流程(高级/长期计划和策略),并且完整性控制和改进活动应规范化。完整性管理流程中的每项活动(包括风险评估和完整性计划)应在执行、评估和报告之前详细计划(如工作细节)。如1.2.4所述，本标准实践主要集中在管道系统的结构/控制功能。如果完整性管理过程还涉及实施基于风险的完整性管理办法(见第4章)。中被归为六类危害分组：根据建立的完整性管理范围(见3.1.4),可定义其他分组(例如由于水合物、碎片、颗粒等引起的堵塞)。分割成分支危害见4.2。注意：相同的6组可用来组织危害组分，但分组不分解成不同类型b)评估失效的概率(PoF)。d)评估风险等级(CoF×PoF)。有有利于安全操作和完整性管理的最直接的信息。表1给出了“建立完整性阶段”概述。表1完整性管理的建立阶段经济和预研基本设计详细设计建造典型活动可行性；工程基础和前提(安全理念、偶然荷载、流动保障、系统布置);初步材料选择、壁厚选择设计；工艺计算材料选择和壁厚设计(材料选择、腐蚀、荷载效应、承压、屈曲、阴极保护设计);初步安装设计(见详细设计);初步运营设计(见详细设计)安装设计(路由和勘察、局部屈曲、组合荷载、连接点);操作设计(安装分管道、部件和配件；腐蚀保护和配重；焊接与检测；预处理、安装、后处理、预调试在所有阶段，风险的系统评价作为决策过程的一部分(参考DNV-OS-F101第2章B300)。采(HAZOP),新技术的评定(TQ)(参考DNV-RP-A203),作业者/完整性管理方代表需参与这些评作业者代表/完整性管理代表需要参与设计、建造、安装(DFI)过程，尤其关于操作建议、操尽管预调试和试生产阶段是完整性移交的高峰期，但有些工作需更早启动，包括操作文件在完整性移交过程中，每项危害和相关风险应分别考虑，并且从设计和建造反馈的信息应得到附录B提供了从工程阶段移交至操作阶段关于总体屈曲的例子。可针对管道的全部危害建立类操作文件(DFO)应建立格式要求(如语言、字体、文件名等)和内容要求。DNV-OS-F101第12章提供了对于管道全生命周期的操作文件的最低要求。任从工程阶段(包括预调试)移交到作业者的过程，在接管之前应确认3类主要信息：a)工程设计，即确认项目完工，作业者获得操作程序和计划中的全部必要的工程信息。例如，b)操作文件，确认所有用户文件已按要求完成，如用户手册、临时清管球发射器安装程序、油c)交接档案，即安装和预调试完工并记录，如相关证书、偏离项统计表、设计建造安装摘要、维持完整性阶段包含管道从调试到弃置的全部操作。这包括图1及第2章中涉及的完整性管理范对于完整性流程非常重要的、可能会影响系统完整性的其他关键非“日常”操作问题/活动，简要描述(附相关建议)见下文。关文件和程序的试生产要求参照DNV-OS-F101。完整性管理流程(检查、监测和试验的不脱产策略/长期流程)通常在试生产之前建立，且作为风险评估和完整性管理计划活动的一部分(见3.1和3.1.2)。任何详细计划，都应在试生产前准备。考DNV-OS-F101。应保护临时停产的管道，以减轻其受机械强度退化的影响，参考DNV-OS-F101。临时停产前的管道检测和完整性评估应考虑到将来的启动。这将有助于指定保存的行为和/或在任何预期操作之复产的目的在于恢复管道的运行功能。与普通试生产的主要区别是，系统很可能停输了很长时完整性评估(见3.1和图3、图4),并可能导致管道系统的变化。e)机械性能的减弱超出了初始假设情况，如腐蚀速率(内部或外部)、引起疲劳的动态响应(如设计条件改变后的再评估以及随后的施工及安装应基于最新版本的设计规范或其他相关的/普遍置需符合地方法规，且多种管道处理方式都取决于地方法规，例如拆除、弃管等。主要有：a)处理弃置管道相关的环境问题。b)确保不会由于管道的弃置而限制第三方。对于海底废弃管道，第三方主要是拖网捕鱼船。管道的弃置应做计划和准备。管道的弃置评估应包含以下几个方面：a)相关的国家法规。b)要考虑人员的健康和安全(如果管道拆除)。c)环境(尤其是污染)d)对船舶通航的阻碍。e)对渔业活动的阻碍。f)对其他结构的腐蚀影响。弃置程序中，管道系统可能继续由完整性管理体系管理，比如，它们仍将由必要的检测策略覆盖。管道系统还未移除的弃置部分可能也需要关注，如果这对其他系统或第三方构成威胁。4风险评估和完整性管理计划4.1.1风险评估的目标了解管道系统在整个生命周期受到的威胁和风险是风险评估的基础，从而允许操作人员关注完整性管理活动，防止和减缓失效。风险评估的作用是确保管道系统服役期内设计阶段的安全水平(见表2管道系统危害危害分组危害设计、建造、安装设计错误建造相关安装相关腐蚀、磨蚀内腐蚀外腐蚀磨蚀第三方破坏拖网抛锚船舶撞击落物故意损坏/恐怖袭击航运(船舶撞击、振动)其他机械撞击表2(续)危害分组危害结构整体屈曲，非埋设整体屈曲埋设管端膨胀坐底稳定静力过载疲劳(涡激振动、波浪或工艺流程变化)自然灾害极端天气地震滑坡冰荷载重大温度变化潮流影响雷击错误操作不正确流程流程未被执行人员疏忽内部保护系统相关界面部件相关应考虑原设计中记录的非保守的新技术(例如，改进研究方法)。a)识别所有危害管道系统完整性的设备故障(见3.1.4)。b)识别所有设备的潜在危害并评估与之相关的风险，对直接或间接危及管道系统完整性的危害可使用不同的风险评估方法。定性和/或定量评估风险最为可行。上述所有模型都能评估某事件输出结果是各种威胁的风险等级和/或一段管道的风险等级。如果管道有分段，沿管道的风险等相关危害的风险管理对于维护管道系统完整性至关重要。3.1.5中介绍了管道系统最常见的危害概述，在表2中归为6类危害分组。将危害分组的优势如下：a)同一组内所有危害可按“一种危害”评估(根据分支危害的多样性和复杂性)。b)观测到的该危害分组的失效可和失效数据统计进行对比(或在公司层面作失效统计)。某些危害可能在失效前首先出现损伤/异常，而另一些危害可能导致立即失效(壁厚损失或其他，见1.2.4和3.1.4)。表3列出了不同危害导致的典型损伤或异常。起初的损伤可能会发展成二次损坏。如第三方破坏导致涂层受损后引起外腐蚀问题(即金属损失)。危害分组设计、建造、安装腐蚀、磨蚀第三方破坏结构自然灾害错误操作金属损失√√√凹坑√√√裂纹√√√√√沟槽√√√自由悬跨√√√局部屈曲√√√√√整体屈曲√√√√√移位√√√√非埋设√V“√√涂层损伤√√√√阳极损伤√√√√“次要的。图5列出了危害至失效的过程及为降低发生可能性和/或其后果所实行的措施。图5同样展示了通常情况下不同的措施是如何控制这样的发展(见附录I中I.1)。每一项单独的措施都有缺陷(虚线部分),但是通常能阻断导致最终后果的发展。异常以及这些问题的发展趋势。完整性评估加上预测模型(如腐蚀速率、磨蚀速率、裂纹增长、拖网频率等)是评估指定的损伤或异常及其潜在发展的重要工具。此外，通过降低损伤/异常进一步恶化的可能性避免失效(如爆裂、泄漏、压溃等),应实施不同形式的减缓、干预和维修活动。有关预防措施/障碍函数好的信息，可为PoF评估提供输入参数。同样地，有关预防措施/障碍腐蚀/磨蚀/结构/第三方事件性评估);完整性改进(减缓、火灾/爆炸流程特性/损伤/异常/缺陷/缓—急退化图5从威胁至最终后果管道系统(而且如果可行，跨不同资产，如管道系统、海上结构物和处理厂)。e)包含在完整性管理流程中的活动类型及其相关频率(检测、监测、试验等)列表，并给出活f)再评定/延寿相关理念。g)相关失效数据统计(作业者和工业界)。应建立评价个体或组件危害的最佳实践文件，这类文件可根据危害分组或部件的类型等级来建a)危害描述和相关的作业者经验c)评估模型的详细描述，强烈建议建立一个分级方法，随着保守等级升高、保守程度降低，第图6阐述了基于完整性管理流程的长期风险全过程并在以下章节中概括。包括以下主要内容a)设计、建造、安装和试运行的数据及信息修订和汇总，例如在操作阶段开始前的数据及信息b)完整性控制活动(检测、监测、试验和完整性评估)及完整性改进措施(减缓、防护和维修)的数据及信息修订和汇总。这同样与其他生产管理(不仅是完整性管理)相关操作数据的修c)修订和汇总以往(相关)的风险评估，可能包含在操作阶段开始前进行的风险评估。“相关”b)收集数据/信息识别威胁b)收集数据/信息识别威胁收集、审核和总结数据/收集、审核和总结数据/DFI和试生产信息运营信息基于风险流程开发和存档监测流程试验流程检测流程如必要→三级风险评估d)建立初步的威胁列表(或更新)及评估生命周期的数据/信息质量。3.1.5和4.2中概括介绍了海底管道危害，同样应考虑作业者/行业经验(如失效数据统计)。危害识别应包括从设计e)数据的质量应核查，并且在数据有缺失或有较大不确定性的情况下，应采取保守的假设。数g)危害识别活动的结论是一系列相关的危害和记录，如失效模式、荷载与原因、位置，以及不下面介绍了风险评估流程的概况(更多指南在附录F至附录I中介绍):b)应使用风险矩阵展现/传导风险c)CoF-CoF可模拟如下：1)危害分组级别情况下，实施最严重后果的危害分组2)单个危害级别情况下，实施最严重后果的可能的失效模式。3)失效模式情况下，对于所有可能导致失效的危害使用CoF图。1)所有的危害都应被视为单独危害或一组2)同型号的部件可同时评估。管道分段评估的方法是输入的参数沿路由分布和使用来统一规范评估Po4)如果CoF模拟了一个失效模式的级别，如泄漏、破裂，PoF的模拟需要考虑所有相关的e)识别风险减缓措施——选择有效的减缓措施，重要的是识别风险驱动因素。此外，在所有的危害都考虑后，选择最经济的方法实施。风险的降低也可通过降低某一危害PoF或后果(或两者同时降低)来实现。1)降低失效可能性的典型减缓措施：分析，如更精细的计算；额外检测、监测和试验；干预2)降低CoF的措施：分析，如更精细的核算；增强应急反应程序和相关设备(尤其关于安全和环境后果);增强管道维修策略和设备，降低停产时间(经济后果);建立备选方案，f)统计风险——可生成一个沿管道系统的风险分布的剖面图。风险剖面图应参照相似或相当的h)风险评估可使用分级的方法a:1)1级评估是基于简单的定性评估。主要目的就是通过最少的投入确定风险等级。以长期完整性管理计划为目的需要充分考虑1级评估的特定部分。剩余工作需要更详细的级别(2级)来评估。举例来说，当威胁的风险足够低即可结束更进一步(更多)的详细评估。当1级评估充分考虑了CoF,那么2级的PoF评估就不需要了。进一步2级评估的优先级和规划可基于1级评估的整体结果/排名。2)2级评估需要比1级评估更多的投入。2级评估是基于定性和/或半定量评估。相关文件3)3级评估包含定量概率计算(关于PoF,同样可能关于CoF)。当严重损伤已经形成，如出了不同管段完整性控制活动(包括最长间隙)的最低要求。这可能提供不同管段的完整性改善措a)按照设计阶段和/或操作阶段早期之前的预期发展，一个证实(通过检测、监测、试验和完整性评估)管道行为的长期计划。b)做好处理任何可能需要改进(通过减缓、干预和维修)的完整性问题的措施。下面的危害分组(及潜在危害)在长期规划通常被认为是：值得注意的是，设计建造安装的威胁和错误操作威胁可通过对腐蚀/磨蚀威胁、第三方威胁和结构威胁(概念在4.2中介绍，在附录I中有详细指南)的管理来解决。管道系统可依据不同活动类型a(依据威胁类型)分成几段，分段可反映：d)风险级别(主要集中在高风险的分段),注意不可接受的高风险位置可能需要特别检测是不是对于海底管道，其维护活动通常包含在检测和监测程序中。维护活动包括典型的清管(划伤处理或化学处理)或在阴极测量之前清除阳极上的杂物。通常，检测是直接测量组件的状态(如壁厚、管道损伤),监测是收集相关的工艺参数，这些参以风险评估和完整性管理计划中制订活动的完整性管理流程为基础，制订出完整性控制活动的(检测、监测和试验)详细计划，见3.1.2和4.1。对突发事件可要求启动计划外的控制活动，风险评估和完整性管理计划应明确何种情况、何时，在实施评估活动期间，当发现机械损伤或其他异常等任何(明确)不可接受的状况时，应马上报1)工作范围的详细描述；2)报告要求的规格书；3)工作包的开发；4)作业指导书和流程的准备；5)检测分包商和作业者之间的责任和联络方式的建立；6)设备采办；7)建立设备和人员动员计划；8)为检测活动开展的风险管理活动。b)执行：1)人员、设备和船舶动员并运送到现场；2)实施安全活动；3)完成检测：4)复原：5)按照规定的报告要求完成初步报告。c)对检测、报告和文件中收集数据的质量评估：1)检测结果的质量控制；2)最终检测报告的提交。在检测过程中，安全和经济成本相关的强制性的数据变化趋势、组成操作手册的工作说明、流程、联络方式、责任分配等，应加以建立和实施，见第2章。风险检查操作本身应明确管理。关于水下操作的风险管理推荐做法可参考DNV-RP-H101。关APIStd1163为在线检测服务供应商和采用在线检测技术或智能清管器的运营方提供指南APIStd1163提供了气体和有害液体管道在线检测系统的资质要求及检测结果要求。APIStd1163中包含了NACERP0102和ANSI/ASTNILI-PQ作为参考。a)管道系统的描述，包含检测的重要信息(如管道变径、分支、壁厚变化等)。5.2.5.2设备规格书：长期检测程序规定了检测的目的和需要执行的检测形式，如规定使用MFL智能清管或外部ROV。当制订更为详细规划时，针对特定检测，进一步的设备要求需要注明。这应是a)检测什么(壁厚损失、裂纹、凹坑)。i)弯头、三通、阀门等数据(不同位置和尺寸)。1)阴极保护系统，寻找阳极的异常损耗；2)阴极保护系统覆盖不足或电位不足的现象导致的过度腐蚀；4)管道埋深、悬跨；5)法兰泄漏；6)管道隆起或侧向屈曲、热膨胀、位移、结构移动(位移和转动);7)不规则或异常的管道系统行为，如振动或震荡(包括跨接管和膨胀弯);8)能造成管道应力水平增加的基盘或管汇沉降或掏空；管道在线检测(ILI)通常使用清管球，清管球的行进通过管道的介质驱动，或者可由车辆或缆外部检测通常由配备不同检测工具的远程遥控载体进行，如外观检测(视频录制)和物理测量(电位测量)工具，也可由潜水员进行外部检测，不同的检测方法见附录E。与检测计划相关的典型检测分类描述见表4。管道系统的检测，可采用广泛应用于不同领域的不同功能的检测工具。表5列出了用于检测管道系统的各种危害最常用的工具和载体，表5并没有完整表4检测分类一般外观检测细致的检测，参考DVI和CVI扩展外观检测检测使用工作级的ROV,通常会包括三视图数字视频(左/中/右)、数码相机、海底的横剖面扫描(如旁扫声呐和多波束声呐)、阴极保护探测(组分和探针)和管道跟踪(埋深)。GVIXTD能发现GVI所能发现的异常，还能给出管道悬跨和埋深的详细数据详细外观检测测的目的是针对特定的关注区域实行详细的检测，需要潜水员或工作级ROV高精度调查带高精度校准位置的设备[如高纠错性能DGPS定位、应答器(USBL/LBL系统)、ROV安装陀检测速度可能较慢在线检测异常/缺陷监测腐蚀探针——当前系统的工艺参数、流体成分和任何陆上荷载/压力的检测试验设备或控制系统的系统试验或功能试验危害分组危害水下机器人遥控潜水器拖鱼清管器履带牵引潜水员外观视频照相旁扫声呐多波束声呐管道追踪器浅地层剖面仪阴极检測旁扫声呐多波束声呐管道追踪器浅地层剖面仪旁扫声呐管道定位浅地层剖面仪漏磁探伤超声波检测几何测量管径测量超声波检測漏磁探伤般外观检测细致外观检测超声波检測涡流检测设计建造安装建造管材×X×××腐蚀腐蚀×××××腐蚀×××X×冲蚀×××××结构悬跨××××××侧向屈曲XXXX×X隆起屈曲×XXX××X×X××自然灾害滑坡流沙冲刷×x×××××第三方影响落锚拖网×××××××××××X×××错误操作错误流程人为失误××××××外部检测和相关的检测报告通常指“调查”和“勘察”的报告。内部检测[或在线检测(ILI)]都采用附带无损检测设备的智能清管器以检测管道。在本标准中，内部检测和外部勘察都用“检测”检测结果的报告标准格式应便于评估工作以及更好的分析，如悬跨测量、腐蚀速率、覆盖高检测过后，包括打印列表(第一手报告、最终报告)的报告通常应发布。n)检测过程中的海况(波流等信息)q)报告临界值或关闭等级(如悬跨长度极值、间距)。b)应提供交互参考的数字报告(文件名)、图表、图纸、图片和视频。列表中需要包含以下信息(按KP或坐标来测量):a)时间和日期。d)壁厚(只针对在线检测)。检测报告通常作为第一手报告发出，随后是最终检测报告。在大多数情况下，这些报告中包含除了检测分包商提供的报告中可能包含的评估结果，运营方需要制定更高级别的检测结果评估。b)检测的质量(如结果的可信度)。c)关于完整性的高等级评估(如确定等级是可忽略的、中等、重大或灾难性的)。d)进一步评估的建议(如通过DNV-RP-F101计算剩余寿命，见第6章)。监测数据通常是在线测量或离线测量(计划)。监测计划和时间表应建立在基于电流和不同生产管道操作者应识别并跟踪相关的现有监测技术。腐蚀探针测量腐蚀或金属损失，而间接的技术是指测量影响腐蚀的参数(如O,含量)。a)化学组分(如二氧化碳、硫化氢、水)。b)工艺参数(如压力、温度、流速)。d)内部冲蚀(如含沙量)。h)震荡(由冲击引起)。j)船舶和渔业活动1)泄漏检测。腐蚀监测：管道外部腐蚀的防护是通过防腐涂层(主要保护手段)和阴极保护(二级保护手段)来实现的。阴极保护通常是使用海底管道牺牲阳极和陆上管道外加电流。定期进行外观检测用于检测涂层损伤。牺牲阳极的监测是通过阳极的电压和电流输出或电c)线性极化电阻探头；1)通过清管球收集样品碎片；2)流体样品；g)含沙检测设备(如含沙监测探头、非介入声学探测)。管道易发生受损的部分(如没有对拖网或高危区域进行保护设计),需要对船舶和渔船的位置轨工业实践表明，质量/流量监测和压降监测传感器是常用的海底管道泄漏检测方法，而外部设备附录D针对适用于管道泄漏监测系统的不同技术做了简要阐述，并对适用于陆上管道的泄漏检b)该方法不能证明管道满足接受的标准(如壁厚)。ASMEB31.8和DNV-OS-F101给出了压力试验的执行要求。超出最大操作压力多少及能超出多少时间取决于管道标准(见ASMEB31.8和DNV-OS-F101)。如果顺利通过水压试验，焊接和管道的操作完整性是有保证的(在测试时)。界尺寸所需要的时间会随着试验压力与操作压力的比率升高而升高。低的试验压力(即接近的运行压力),只能提供很小的甚至根本不能提供安全余度。针对安全设备的试验，应使用恰当的标准(作为设计基础),很多设计基于IEC61508/IEC61511(安全仪表系统)开展设计。6完整性评估当观测或监测到潜在的不可接受的损伤/异常时，应执行完整性评估。应包括对损伤/异常的全应量化损伤/异常的详细信息，并考虑到测量的精度和不确定性，还应识别其原因。进一步的检带有不可接受的损害/异常的管道系统，可能采用低于设计工况或降低操作工况的前提下暂时运中可包括降低操作条件和/或临时的预防措施。如果管道不可修复，在继续正式运行前应降级基于风险评估和检测、监测计划开发的完整性管理流程应决定有计划的完整性管理(不含意外发现潜在的不可接受缺陷)的需要。常见的损坏/异常的评估标准在表6中给出。评估整体屈曲参考附录B,内部和外部腐蚀参考附应根据历史数据进行完整性评估，图7给出了能产生完整性评估所需数据的包含不同活动的寸过大或过小，短径管或斜接管，维修段管径不一致，没有永久的清管球发射器/接收器，或不具备表6海底管道不同类型损伤的完整性评价方法损伤/异常规范/准则说明金属损失适于腐蚀管道包括ASMEB31.G修正版管道缺陷评价手册凹坑凹坑深度可接受的临界值管道修复疲劳ERPG/PDAM¹管道缺陷评价手册裂纹要求进行详细的ECA分析管道修复金属结构许可裂纹缺陷评价方法导则管道缺陷评价手册划痕管道缺陷评价手册自由悬跨自由悬跨管道疲劳表6(续)损伤/异常规范/准则说明局部屈曲DNV-OS-F101可接受准则DNV-RP-F113管道修复整体屈曲DNV-RP-F110海底管道的整体屈曲建造等级划分标准Ⅲ海岸工程技术第4部分：海底管道与立管，1995露管DNV-RP-F107管道保护位移DNV-RP-F109海床稳定性防护层损伤DNV-RP-F102防护层修复阳极损坏DNV-RP-F103阴极保护见1.4.4。风险评估和完整性管理计划状态检测状态检测外检测内检测分析管道分段完整性评估缓解评估腐蚀评估评估腐蚀评估管道状态图7完整性评估的不同活动的示意图7减缓、干预和维修DNV-OS-F101第11章中给出了关于减缓、干预和维修的总体要求。通常，主要活动如下：b)技术认证(如果必要)。在某些情况下，在上述活动执行前有可能需要技术认证。例如，认证减缓：a)对于操作参数的限制，如许用操作压力、入口温度、流速和特定情况下的幅值(如关闭时冲击值),这些限制可能对压力保护系统或压力管理系统的关断阀有影响。c)清管维护，目的在于去除结垢、杂质、下弯段积液。可能包含临时加快流速来清除积液和干预：f)典型的干预方法有：1)堆石保护；2)防止第三方损坏(混凝土压块、灌浆袋、保护结构、碎石覆盖):3)挖沟。维修：维修的目的是通过加强或替换受损部位来保持管道的安全等级，修复可以是临时性或永久性的，b)在管道外部安装维修卡子进行局部维修。维修卡子的型号和功能取决于管道损伤机理。结构在临时修复的情况下，通过临时修复本身或是附带其他预警措施(降低压力或流速)确保管道的告。如果螺栓的预紧力移除(如更换垫圈),需要采用新的螺栓进行法兰连接。所有的干预和维修应验证/试验和由有经验和资质的人员按照议定程序检测。无损检测人员、设验点进行局部泄漏试验，记录的关键参数(螺栓预紧水平、焊接参数)。b)如果必要，选定的活动或措施的详细规格书需要完成。这取决于风险评估和完整管理计划中a)DNV-RP-F107。b)DNV-RP-H101a)操作过程的临界状态(比如运行温度的临界值)。d)整个管道系统操作/活动的潜在后果。DNV-RP-F107针对管道受到偶然外部荷载的保护，给出基于风险评估的方法。推荐作法给出了e)切割前固定和支撑管道(如采用工字梁)。i)通过维修工具校直之后，进行新管段的安装和端部连接(水下操作程序，如浮袋、海床上千1)对维修区域进行保护(如覆土、沙袋或水泥压块),防止第三方损坏。提供的北海事故统计表以《PARLOC2001》为基础，这是一份由石油学院、英国海上石油作业者协会、英国健康安全环保部提供的全面的报告，包含北海正在运营的1069条钢质管道。在墨西哥湾管道失效的数据是基于DNV的技术报告《风险评估》。墨西哥湾管道总长度为32447km,50%的管道可通球的，而只有5%能通智能球。报道最多的故障是由腐蚀引起的，北海为27%,墨西哥湾为40%。在北海、墨西哥湾分别45%和85%的腐蚀问题是内部腐蚀。此外，管件、法兰和阀门故障也是重大问题。A.1所示。从图A.1中可看出，40%的事故与腐蚀有关，而这又被分为外腐蚀(7起)和内腐蚀(14起),另有5起腐蚀事故没有说明原因，因此报道未知。17起事故与锚(12%)和冲击(14%)有关。拖网导致冲击损伤大部分在管道中间区域，船舶和腐蚀事故是钢制管道失效的主要原因，图A.2给出了不同类型的腐蚀事故管道失效位置的概述。有/无泄漏管道失效比例分布情况如图A.3a)所示。腐蚀是造成北海事故的重要因素，尽管冲击a)北海b)墨西哥湾a在北海与管件和阀门相关的事件未包含在此统计中，它大约占所有报告事件的30%。根据来自北海和墨西哥湾的报告，部分主要事件如下b)冲击(拖网作业、渔业活动)。d)其他(管件、阀门和未知原因)。e)自然灾害(泥流、飓风、冲刷等)。在墨西哥湾，由自然灾害引起的失效在所有记录失效中是第二大主要原因，占17%。与锚相关的损伤只占6%。造成上述的原因可能是因为所有在墨西哥湾的管道应埋设，因此由于冲击和锚导致的正如前所述，导致管道损伤最主要失效形式为腐蚀损伤。在一份由DNV出示的技术报告显示，在墨西哥湾40%由失效导致的泄漏是由于腐蚀造成的，其中内腐蚀占81%。图A.4所示为在北海和墨西哥湾由于腐蚀导致的失效比例对比情况。在由于腐蚀造成损伤的情形中，内部腐蚀是主要的中占30%。尽管如此，只有7%导致泄漏。在墨西哥湾，在报道的失效事件中有10%是由于管件、法总体屈曲推荐作法度和内压(膨胀效应)引起的。c)再认证/完整性评估。b)作为一项威胁，对设计建造安装摘要开发中关于总体屈曲的内容作出反馈。由设计交接给运营方的重要信息见表B.1。表B.1完整性转移记录概述——总体屈曲综述管道埋设或暴露的原因执行的调查检测和监测策略重点关注区域参考值(如安装温度、压力、内部介质)反映预期的操作工况和设计值的温度和压力概况表B.1(续)设计阶段得出的限度(作为设计温度、压力)在设计阶段作出的假定，在后续的操作过程中需要验证和跟进在操作阶段需要跟进和监测的参数应用的设计标准和法规与标准的偏差暴露管道在不同管段发生屈曲的最小数量相邻屈曲的最大间距预计屈曲的位置、形状和尺寸沿管道不同管段何时可能发生屈曲总体屈曲可接受的区域总体屈曲不可接受的区域主要失效模式其他可能的失效模式不同失效模式的接受标准(不同的失效模式对应不同的形式，可能是应变、曲率或弯曲、应力或弯曲力矩)用于控制屈曲发生以及屈曲发生后的一些措施(应描述目的和流程)埋设管道要求按路由公里点来埋设所用回填材料的类型和来源达到回填高度管道漂浮的可能性评估。漂浮可能由地震、管道摆动或者内部介质较轻引起的海底腐蚀可能性评估。实际发生腐蚀的区域为浅水波浪影响区域、河流交叉处、登陆段等非埋设管道的总体屈曲(侧向或隆起)并不一定会造成管道的失效。无论是否发生失效，都应进管道的载荷/使用与其曲率密切相关。曲率的剧烈变化意味着较高的利用率。载荷可表示为弯曲力矩[kN·m],受压或受拉侧的应变[%],或者应力[MPa]。与利用率/曲率直接相关的失效模式为(详见DNV-OS-F101第5章D):a)局部屈曲：由于过度使用导致的最主要的失效模式。局部屈曲表现为表面起皱或者是在受压端的截面处局部弯曲。局部屈曲可导致过度不圆和横截面的缩小。这就意味着减量，甚至全部停产，比如在通球被卡住的情况下。发生局部屈曲的管道不能够承受增大的弯矩，这可能b)承压部件的损伤。结果：1)裂纹也是由于过度使用而导致的受拉部件横截面上的失效。裂纹导致泄漏或者穿孔破裂，2)低循环疲劳可发生在有限次数的循环中，每次循环都使塑性区发生应变，比如在周期内过3)氢致应力开裂(HISC)可发生在马氏体钢(13%Cr)和铁素体—奥氏体钢(双相和多相)。裂，明显的减产，甚至全部停产。更多关于HISC的资料，请参考DNV-RP-F112。用/曲率相关的类似失效模式同样适用于隆起屈曲。非埋设部分的其他危害可能是：a)疲劳损伤(在自由悬跨管道中由于涡激振动引起)。来避免自由悬跨的发生，或者出于保温的目的，或者是因过评估发生隆起屈曲的管道发现：轴向应变出现的顺序与管道铺设过程的顺序相同，达到3%～4%。一旦做出对管道进行埋设的决定，就要确保上部/侧向有足够的限制以避免管道发生总体屈曲。关键参数和系数如下：材料特征、压力、温度，△T(与铺设时的温度差)和△p(与铺设时的内压差)是主要的。横截面参数[特别是抗弯刚度(EI)]会影响屈曲的形状和长度。参数的增大(EI)将会导致ABC管道挖沟，自然回填管道挖沟，然后用碎石埋设(或者是原状土与碎石的混合物)管道通过抛石埋设土壤特点、管道特征和挖沟技术会影响挖沟底部的均匀性，回填高度要求的参考底部粗糙度应进行调查。不挖沟的管道可能通过连续倾倒石块埋设来进行约束。这可能是某些情况下倾向于选择的方式。土壤特点、管道特征和倾倒技术将会影响管道覆土的形状和高度。b)缺陷：管道一般会在垂向和水平方向有缺陷。这些在评估总体屈曲时是很重要的，主要是以1)缺陷的程度将会严重地影响屈曲受力和屈曲过程。在没有或者有很小缺陷的情况下，屈曲一般会突然发生并且伴随明显的失稳行为。如果是管道中有很大的缺陷，移位会逐渐地2)缺陷的形状和类型将会影响管道屈曲后的移位方式。c)对屈曲部分的轴向结果：在发生屈曲的情况之后，管道的任何额外膨胀将会在轴向方向上反馈给屈曲部位，然后屈曲位置将会相应地做出调整。因此轴向结果对于已经发生屈曲行为的管道是一个很重要的参数，因为弯矩/应变和侧向位移将会随轴向反馈的增加而增加。与轴向反馈相关重要参数是温度和内压，以及屈曲形式(距弯曲处的距离)。d)侧向抗力：侧向抗力是水下重量和侧向摩擦系数的乘积。对于确定的轴向结果，较高的侧向抗力趋向于对应“窄”型屈曲模式，与此相伴的是较高的端部弯矩。较低的轴向抗力对应e)轴向抗力：为水下重量和轴向摩擦系数的乘积。轴向抗力并不直接影响屈曲响应，但是因为轴向响应影响轴向反馈和总体屈曲模式(屈曲间距),其参数也是很重要的。大的轴向抗力将会触发多处屈曲点。多处的屈曲点一般来说是有益的(总的轴向膨胀因为多处屈曲将会被f)垂向抗力(隆起屈曲):由于表面覆土产生的抗力。g)管—土相互作用：管—土作用参数对于评估管道的总体屈曲是非常重要的。在这，管—土的h)环向应力：高环向应力(由于较高的内压或者较高的D/t比)将会降低弯矩的许用值。j)操作工况变化的影响：循环载荷，比如由于重复开关。一般来说，操作工况的变化对管道屈1)循环载荷可能会导致疲劳/低循环疲劳或者棘轮效应。2)在关断时较长的自由悬跨：小直径的管道相对于大直径管道来说，对这种效应更加敏感。较长的自由悬跨可能会面临VIV/疲劳。另外，发生第三方载荷损伤的可能性会增加(比3)不希望发生的较大位移或者屈曲发生在不希望发生的位置：重复的载荷循环一般会导致屈宽。虽然这可降低弯矩/端部的轴向应力，但是较宽的屈曲也会增加并且可能会导致不希望发生的较大位移。在一些循环之后，也可能会发生其他重要的变化，比如，出现新的、k)端部膨胀：由于压力和温度的增加，管道倾向于向其端部膨胀。端部的过度膨胀可能会导致1)管道移位是对如下情况的定义：管道在轴向整体变换位置。管道的移位与管道在开启阶段的1)在轴线方向上的锚固有限。2)铺设在了沙坡上。3)在一端受拉，如受到钢质悬链线立管的拉力。B.3.1检测总体建议如下：d)针对操作工况的监测以及报告要早于或者平行于历次调查。监测周期应在调查48h之前开始。a)关于后安装和/或后挖沟管道以及作为b)操作工况增加的管道要求多次检测。相应的，对于操作工况减小的管道来说，投入运营的初1)由于操作工况的变化导致管道在土壤上发生微小的移动。2)磨蚀过程降低表面覆土。d)影响计划/非计划检测的时间/参数；1)操作工况中较大的变动。2)超出设计工况。3)被拖网装置或者锚等钩住。4)风暴、飓风、风暴潮或河口泛滥等导致的磨蚀。5)地震。6)沉降。譬如定位通球等高质量的技术手段可提供精确的外形轮廓测量，但是这项调查可能会受到限制，管道移位可通过海床上的土堆或者石块来进行测量。这些方法对于测量轴向位移来说是很重要b)出口温度和压力(非强制的)。应对调查过程中温度和压力的历史最大/最小值、变化范围(比如关断)和实际值进行记录。管道的总体屈曲是一个局部行为，受每个弯曲位置锚固区功能载荷的控制。这些功能载荷是温系统，包括上部配管、立管等，其中管道通常是系统的一部分，并且有自己的KP定义。温度和压力数据可通过(最小)入口温度、入口压力和流速来进行描述。B.4完整性评估管道的总体屈曲本身不是失效，隆起屈曲除外。在总体屈曲中，可能的失效与过大的曲率有关。HISC,见B.2.2。对于主要的失效模式，接受准则将会通过不同的公式给出，或者通过应变、曲率、部压力、温度和材料属性而建立的(△P₁>△P>△p)。应变B.4.2非埋设管道b)第二步：对每个已经识别的(分层次的)屈曲进行状态评估。c)第三步：措施/公用准则的状态。d)第四步：改变操作条件管道的状态(评级)。前三个步骤a),b),c)是以管道的测量和海床的测量为基础的。在调查过程中，在对操作工况测量有关。表面覆土要求的高度应在设计阶段按KP的函数给出，见表B.1。对于设计载荷来说，经历隆起屈曲的可能性是最大的。失效将发生在“最弱点”(为管道缺陷、重要的参数：长度超过50m和高度超过5m需要被记录。失效也可发生在土壤内而不被肉眼发现。发发生隆起的管道应确认其发生新失效模式的可能性，比如自由悬过大的不圆度、裂纹和局部屈曲。在很多情况下，隆起的完整性无法进行记录，因此经常需要进行不可接受的总体屈曲情况(过度使用或不可接受的移位),一般通过使用不同的防护技术手段进不同的水下防护方法可在运营期用来修正和限制某些与总体屈曲相关的行为/发展。挖沟、抛石块、放置水泥压块以及浮块是针对暴露管道的一些措施，见表B.2。对于埋设管道，额外的挖沟或者回填是一些可能的措施。在已经发生隆起屈曲的管道上部覆土可用来限制/锁定管道在现有的位置。措施水平弯曲在水平方向上形成初始弯曲蛇形铺设在管道铺设时，每特定间隔制造曲线，每个弯曲作为初始整体屈曲触发坡台预安装的石质坡台可在特定的位置触发总体屈曲可滑动的石质地面预先设置的石质地面，设置在预计发生总体屈曲的区域，目的是限制管—土相互作用的不确定性或者是减低土壤的绝对抗力枕木预安装的板条，用来在特定的位置触发总体屈曲。枕木通常由多余的管节点制成，然后安装在管道的特定位置。为了防止陷入土壤中，部分会配有地基。管道可在枕木上滑移，或者在管道发生侧向挠曲时将枕木作为一个转折点挖沟限制或避免侧向屈曲轴向约束/抛石作业在管道顶部设置的石质坡台可限制管道偏离实际位置而发生的总体轴向偏移。它们可用来限制管道的端部膨胀，防止对已发生屈曲位置过多的轴向压力。确认两个相邻的屈曲位置都已触发隆起阻力抛石作业或放置水泥压块可防止管道发生隆起，以及在特定位置发生屈曲额外的浮力在管道上安装浮力单元或者涂层，用来减轻管道的重量和与土壤之间的摩擦力。目的是易于触发弯曲，在已发生屈曲的情况下使弯曲变得更加平滑完整性管理过程(参考第3章)主要包括以下行为：a)风险评估和完整性管理计划(第4章)。b)检测、监测和试验(第5章)。有关腐蚀的危害取决于以下几点：管道和管道部件材料、流体的腐蚀性和所选缓蚀剂的有效性。表C.1常见腐蚀危害腐蚀危害诱发外部a内部时间依赖性说明O,腐蚀O×与时间有关CO,腐蚀CO₂+水NA×与时间有关a,C,2管道顶部腐蚀CO₂+水NA×与时间有关a,C,e焊缝优先腐蚀CO₂+水NA×与时间有关a,C,e一般H₂S腐蚀H₂S+水NA×与时间有关a,b,c硫化物应力开裂H,S+水不相关a,b,e应力腐蚀开裂H₂S+氢化物/氧化物+水不相关a,b,c氢致开裂(如HIC)H,S+水不相关a,b,ε微生物诱发腐蚀细菌+水+有机物常与沉积物结合O×与时间有关a,c,d腐蚀—磨蚀生产出沙+O/CO,+水NA×与时间有关表C.1(续)腐蚀危害诱发外部“内部时间依赖性说明沉积腐蚀O₂+CO₂+水+碎屑/结垢×与时间有关电化学腐蚀O/CO₂+水O×与时间有关元素硫(H,S+O,+水)/(S+水)×与时间有关延期乙二醇(H₂S+O₂+水)/(CO,+水)×与时间有关氢致应力开裂阴极保护+载荷/应力+敏感性材料×不相关酸腐蚀酸×与时间有关海底管道的外部腐蚀可通过外防腐涂层和阴极保护(CP)的使用得到控制。电化学腐蚀可通过阴极保护的方式来进行缓解。”通过材料的选择和品质来控制腐蚀请见ISO15156。适用于内腐蚀和外腐蚀。造成内腐蚀恶化的因素：缺少对防腐化学注入剂的控制；出现有机酸；管道的结垢和沉积。d重点关注硫酸盐还原菌(SRB)。硫酸盐还原菌在新陈代谢过程中产生H₂S,见脚注b。敏感性的管道材料为：13Cr,22Cr,25Cr和高强钢。清理管道内部的化学物质。抗腐蚀的合金被认为是可完全抵抗油气生产管道中CO₂的腐蚀。注：NA不适用。x可能造成危害。(×)内部：可能性非常低，是对在酸性服役条件下的材料耐酸性的要求(见脚注b)。外部：在海底的沉积物中，经常会有由于微生物产生的H₂S。这可能是在没有迹象的情况下发生H₂S开裂的原因。O可能性非常低，由于外部腐蚀保护系统的使用(涂层或阴极保护)。系统风险审查(DNV-OS-F101,第2章B300)应在概念、设计和建造阶段执行。负责系统风相关腐蚀危害的识别在概念设计阶段就已经作为材料初步选择和管道壁厚确定的一部分开始进腐蚀监测技术和设备的选择应基于(参考DNV-OS-F101第11章D504):风险评估分析可用来：识别相关的腐蚀机制、相应的腐蚀形式(比如点状腐蚀、均匀腐蚀)、高如果计划通过加入化学药剂的方式来缓解腐蚀，有关药剂注入的规则、注入系统/设备的备用要监测设备适合的放置位置应在设计阶段确定，这样监测设备就可检测到流体腐蚀性的任何变化由于不可能顾及管道的全部长度，监测整条管道内部情况可能就被限制为监测管道内的流程参数、缓蚀剂的注入速率，以及通过可到达的区域的介入和非介入的方法，尤其是管道的出口(顶部)或者管汇处(场指纹法/FSM就是一种非介入的检测方法，此方法可在沿管道预设的位置实时监测管道壁厚的变化)。因为这种方法只能监测管道的某些特殊位置，因此仪表盘的位置应精心设计，这样就可被选择到腐蚀最敏感的区域(比如最低点、排水区域)。段早期以及概念设计阶段检测方法的选择就显得十分重要。有关通球的最低要求见DNV-OS-F101。致承压构件流失的过程会因腐蚀机制不同而变化。本附录信息中提供的表格可与第4章的风险评估内b)通过便携式无损检测设备或者预先安装的无损检测设备进行壁厚检测，测量要在指定位置从牺牲阳极或外加电流系统的方式实现(比如水下部分和埋设部分)。对于水下管道，更倾向于使用牺牲阳极，对于陆地管道一般使用外加电流。在阴极保护不适用的区域(比如飞溅区和大气区),一般任何缺陷(参考DNV-OS-F101)。埋设/石块掩埋的管道基本上不能进行外观检测和直接的电位测量，因此对于这些管道的测量可设备(比如水下机器人、调查船只)的可用性。度上取决于暴露的环境，比如是直接暴露于大气降水还是暴露于有遮挡的潮湿环境中(比如暴露于没的大气污染物的数量。对于管道未埋设部分的外观检测可通过潜水员或装备摄像机的ROV来进行。外观检测包括以下检测：b)阳极消耗(阳极尺寸评估)。f)腐蚀损伤(生锈)。电极安装在水面以下结构一侧的不同高度(适用于立管)。与调查船参比电极连接的“拖拽感应器”位于管道上方，并且沿着管道路由方向移动(通过船只、ROV或潜水员),此电位和距离已经被测量。d)“远程电极调查”:远程参比电极(远程土壤)被用来测量管道和远程电极(电极在如下情况下可被认定为远程：电极与管道间的距离在改变电极的位置时，电极和管道间的测量电位值不会发生变化)间的电位。远程电极可安装在ROV的脐带缆或者调查外壳的下边，管道和远e)“电场梯度调查”:用于测量沿管道分布的电场梯度(EFG,单位为μV/cm)的电极同样可用这些测量值可用于评估阳极的电流密度等级(对于阳极电流输出的半定量评估),定位涂层缺陷，可通过直接和间接的技术对牺牲阳极进行监测。直接技术包括对阳极电位和电流输出的直接测量。间接测量包括电场测量，用于评估阳极附近区域(靠近阳极)的阳极电流输出和电场等级。对于有外加电流阴极保护系统的管道或者管段(如登陆段)来说，应依据ISO15589-1和NACESPO207来确定对于此类系统中适当管段检测和监测C.4.1.8设备校正要求所有用于电位测量的设备均应经过校正。对于参考电极的校正，参考NACETM0497或同等b)通过便携式无损检测设备或固定安装的无损检测设备进行壁厚测量。在特定的位置从外表面方法的更多信息见第5章。耐蚀合金的管道被认为可抵抗CO,的腐蚀。对于这样的系统，监测可限于对过程参数的状态监测和流体成分的定期监测。对于CO,腐蚀性不具抵抗性的CMn合金和低合金钢管道材料，在上述的输送无腐蚀性流体(例如干气)的管道，腐蚀监测可限于监测水露点(参考DNV-OS-F101)。a)过程参数监测(如压力)。c)旨在控制腐蚀的监测(如缓蚀剂、露点)。e)腐蚀产物的化学分析(如用腐蚀探针，清洗后收集的碎屑)。f)完整性监测(使用固定式设备对壁厚进行测量或对特定位置的壁厚测量)。腐蚀监测的技术可在线，也可离线。在线监测代表的是对所关心参数的连续和/或实时的测量，腐蚀监测可通过直接和间接技术实现。直接技术测量的是管道系统中某一位置的金属损耗或腐蚀(例如腐蚀探针)。然而，间接技术测量的是影响腐蚀的参数(例如O,含量)或腐蚀的结果(应用腐蚀监测可进一步划分为介入式或非介入式。介入式的方法要求进入管壁进行测量(例如腐蚀探针),而非介入式技术是在外部(不要求进入管壁)进行或对过程流体所取样品进行分析。用于系统内腐蚀进行监测的介入式技术与特定位置相关，并且最适合监测流体腐蚀性的总体监测技术分类备注腐蚀探针失重取样片(嵌装或探针伸入流体内)直接非介入式要求进入管壁，提供某一时间段内平均腐蚀速率的相关信息线性极化阻抗(LPR)a直接非介入式要求贯穿管壁，提供特定位置的实时腐蚀速率电阻(ER)a直接非介入式要求贯穿管壁，提供特定位置的实时腐蚀速率氢探头间接非介入式在线监测氢气电流探头直接非介入式要求贯穿管壁，提供实时检测信息；测量伽伐尼电流生物探头直接非介入式阻抗谱电化学噪声直接非介入式要求进入管壁，提供实时测量流体分析详见附录D间接非介入式离线测量，取样用于实验室检测直接介入式在线/实时测量例如氧气、pH、氧化还原电位场指纹法壁厚测量直接非介入式在线，或定期(如利用ROV),管道外表面记录的内部腐蚀情况测量表C.2(续)监测技术分类备注NDT(超声波检测UT)直接非介入式通过便携式设备或固定式设备测量壁厚，对管道正面特定位置的外表面进行测量射线壁厚测量直接非介入式在管道正面特定位置的外部表面进行测量视频摄像机/内孔窥视仪识别腐蚀损害—介入式可用来定位内部腐蚀的目视检测远程超声/导波用于鉴别金属损耗/腐蚀的甄别技术直接非介入式沿管子/管道分布的缺陷甄别方法。该方法并不量化缺陷，但是可在给定的长度范围内探测出是否有缺陷沿管路分布。要求进入管道该技术需要导电的水相。探针可能受到污垢、生物膜、碳氢化合物和其他沉积物的影响。含H₂S系统的氢扩散程度。流体分析范围取决于流体组成以及管道中为了限制腐蚀所应用的化学措施。表C.3提供了管道腐监测参数干气(输出/气举)湿气多相(生产)原油(输出)注入水流体组成CO,含量×××H₂S含量××××若PWIO,含量在线，若SWI,g(×)若PW水露点在线H,O含量HC-露点结蜡温度水合物形成温度其他表C.3(续)监测参数干气(输出/气举)湿气多相(生产)原油(输出)注入水取样：液相/水/油/固体含硫化合物b导电性阳离子/阴离子含量“(pH-缓冲化合细菌d其他缓蚀剂(例如积垢/蜡/锈)乙二醇—甲醇含量清除剂分散剂有机酸其他例如氮气、碳氢化合物、悬浮固体。’例如硫醇、二氧化硫、硫化物、元素硫。例如Fe²*,Ca²*,Mg²*,Na*,K*,Ba²*,Sr²*,SO₄²,CI,HCO₃。一般细菌分析：SRB,APB和/或GAB。SRB——硫酸盐还原菌。也有可能包含其他类型的细菌，例如为降低SRB的活性和数量，对注入水进行硝酸盐处理的情况。SW——海水。NA——不适用。用于腐蚀控制的化学品可能含有一些氧气，除非在注入前从溶液中去除了氧气。注：在线：在线监测——要求。×:定期取样——要求。(×):定期取样——推荐。对已腐蚀管道的完整性评估参考DNV-RP-F101。在设计寿命范围内，应坚持由设计准则规定(或适用的CP—设计规范)的阴极保护电位标准。化学剂注入(例如缓蚀剂)或需要对管道进行定期清洁(见表C.4)。表C.4过程检测和内部腐蚀控制过程参数参数干气(输出/气举)湿气多相(生产)原油(输出)注入水操作参数压力在线在线在线在线在线温度在线在线在线在线在线流速(油/气)在线在线在线在线在线含水率在线在线化学剂注入抗微生物剂抑制剂(例如积垢/蜡/锈)乙醇—甲醇pH—缓冲化学剂清除剂分散剂其他例如低潮期或清洁所用的化学剂。注：在线：在线监测——要求。(×):连续或分批注入(注入速度