・１５６・ 山东化工 ＳＨＡＮＤＯＮＧ ＣＨＥＭＩＣＡＬ ＩＮＤＵＳ ＩＲＹ ２０１４年第４３卷 油气输送管道完整性管理 ——智能检测及缺陷修复 廖志敏 ，熊珊 （１．四川科宏石油天然气工程有限公司，四川成都６１０２１３； ２．中石油西南油气田公司输气管理处，ｌ￣ｌＪｌＩ成都６１０２１３） 摘要：截止现在，全世界油气输送管道各种管径长度加起来可以绕地球上万圈，随着运营时间越长，管道出现缺陷的可能性越大。 因此，加强对管道的定期检测，及时发现并修复存在的缺陷是很有必要的，这其实就是管道完整性管理的关键。 关键词：油气管道；完整性管理；检测；缺陷；修复 中图分类￣－：ＴＥ９７３ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００８—０２１Ｘ（２０１４）０２—０１５６—０２ ｌ完整性管理起源及目标 管道完整性管理技术来源于美国，最早该技术并未应用 于石油天然气行业，而是大量应用在经济、机械制造等其他 工业领域，该方法能够最大限度地减少事故的发生，并保证 检测内容 长度／ｍ 表１ 几何检测精度要求 检测精度要求 ≤两定标点距离的±Ｏ．１％ ≤１５０ 周向 维修维护的经济合理性。２０世纪末，随着管道内检测技术 的快速发展，以预防为主的管道完整性管理体系逐步成熟， 并被国外各大石油公司广泛采用。进入２１世纪，随着新的 检测与评价技术的不断应用，英国ＰＩＩ、ＲＯＳＥＮ等公司的完 整性管理体系不断发展完善，完整性管理技术与生产实际结 合日趋紧密，逐步形成了较为完备的完整性管理技术体 系Ｉｔ］。 内径变化 到环焊缝的距离／ｍ 椭圆度 弯头半径 ≥０．５％ ±Ｏ．１ ≤０．６％ ±０．２５Ｄ 弯头角度 ≤４－１５０ ２．２漏磁检测技术（金属损失检测） 漏磁检测技术是利用漏磁原理检测管道本体金属损失， 主要是针对体积型缺陷，适用于薄壁和中壁厚管道。测量管 道漏磁场的管道检测器将许多磁铁与漏磁测量元件布满在 管壁的圆周上，从而形成多通道的漏磁检测系统。 管道完整性管理的目标是在投资费用最低的前提下，将 管道风险控制在可接受的范围内，保证管道系统安全、平稳 运行，避免对人和环境产生危害。基本目标包括：提高高后 果区管道的完整性评价水平；及时对高后果区的缺陷进行维 修整改；提高公众保护管道安全的意识 】。 重点检测管壁外部和内部存在的体积型腐蚀，以及其它 原因导致的管壁金属损失，同时检测管道其它特征（阀门、三 通、弯头、法兰、环焊缝等）。管道漏磁检测精度要求见表２。 表２ 管道漏磁检测精度要求 检测内容 内／外缺陷区分 金属损失特征 检测精度要求 Ｐ０Ｉ＞９０％ ２智能检测 要达到管道完整性管理的目标，必须能够随时了解管道 本体的安全情况，这是整个完整性管理体系中的关键点，因 此，对管道的本体进行定期的检测很有必要。 目前，中石油西南油气田公司采用的在线检测方法主要 有几何检测技术、漏磁检测技术、超声导波技术等。 标准上讲，此项无值。 ＰＯＩ＞９０％ ２．１ 几何检测技术 对管道进行金属损失检测前，必须采用带测径盘的双向 磨铣金属损失 凿坑 沟槽 凹坑 ＰＯＩ＞５Ｏ％ ＰＯＩ＞５Ｏ％ 清管器对管道进行几何检测。 通过检测可以给出管道几何状况的全面视图，包括弯头 的几何图，确定管道较为严重的几何缺陷（凹陷，变形，椭圆 ＰＯＩ＞９０％ Ｐ０ｌ＞５０％ 度等），判断其严重程度。为适应金属损失检测的要求，提出 必须维修改造的几何缺陷位置。几何检测精度要求见表Ｉ。 有金属损失的凹坑 偏心套管 修补衬套 Ｐ０Ｉ＞９０％ ＰＯＩ＞９０％ 收稿日期：２０１３—１２—０２ 作者简介：廖志敏（１９７９一），四川宜宾人，硕士，工程师，２００５年毕业于西南石油大学油气储运专业，主要从事油气管道及 站场的设计。 第２期 廖志敏，等：油气输送管道完整性管理 。１５７・ （续表２） 检测内容 检测精度要求 管件 ＰＯＩ＞９０％ 阀门 ＰＯＩ＞９０％ 三通 Ｐ０ｌ＞９Ｏ％ 弯管（５Ｄ或更小） ＰＯＩ＞９０％ 环焊缝、直缝和螺旋焊缝 不是一类，但ＰＯＩ＞９Ｏ％ 环焊缝、直缝、螺旋焊缝焊接缺陷 ＰＯＩ＞５Ｏ％ （裂纹、未熔合、未焊透、错边等） Ｍａｒｋｅｒ点 ＰＯＩ＞９０％ ２．３超声导波技术 导波在管道中传播时，管道的不连续处和几何形状的改 变都会引起导波传播速度的变化。当管壁的厚度发生改变 时，就会引起导波传播速度的变化，从而产生反射回波，对所 接收的信号进行处理，即能判断所检测管道中存在缺陷的位 置，并可以测量出缺陷的尺寸。 目前，中石油西南油气田公司对于辖区内的长输管道一 般采取先进行一次几何检测，如果出现卡堵，说明管道有变 形，因此必须对卡堵点所处管段进行更换，然后再进行一次 漏磁检测，最终再通过现场挖坑检测核实数据的准确性。对 于辖区内的上万座（包括井站）站内工艺管线及压力容器检 测，一般采用的是超声导波检测方式，快捷方便准确。 ３缺陷修复 ３．１ 复合修复法 复合修复法是目前在世界上应用较多的修复方法。根 据美国天然气技术研究协会（ＧＲＩ）和美国运输部（ＤＯＴ）的 报告，在选择复合补强材料时，还应达到以下技术指标或技 术规范要求： （１）用于高压天然气管道的复合补强材料，必须满足施 工简单，施工过程无可变因素，安装质量一致性好的要求。 （２）用于高压天然气管道的复合补强材料，必须经过权 威部门长期可靠的工程测试和分析（实验室测试和现场测 试时间不低于２年），证明复合补强材料能够永久（使用寿 命＞５０年）恢复缺陷部位管道的强度。 针对中石油西南油气田公司所辖区域的输气管道，复合 修复的技术和材料还应具有以下特征方可应用于管道缺陷 的修复： （１）使用温度范围：一５℃～４５℃。 （２）对阴极保护系统无影响。 （３）必须获得至少３家以上国际权威机构认证。 （４）在世界各国至少已成功应用５年以上。 （５）在西南油气田公司有成功使用的案例。 ３．２环氧套筒法 环氧套筒法，就是在管线的缺陷位置，现场将两个直径 比待修复管道略大的钢壳连接在一起，将两端用特殊材料密 封后注入环氧树脂，充满管线与套筒之间的空隙。待环氧树 脂完全固化后，打磨掉套简表面的螺栓和通风管即可。对于 较长的缺陷特别是焊缝缺陷，环氧套筒是一种有效的修复选 择。当然缺点也很明显，环氧套筒的施工需要动用大型的机 具，修复后等待固化的时间也比较长。 ３．３更换管道法 更换管道法是指将管道缺陷部分整体割下并换上另一 段新管道，新换上这段管道的材质等级应不低于原管道。 更换管道法修复管道最大的优点是可以彻底解决被更 换段管道的所有缺陷；但施工时须进行管道开挖，同时须停 气、放空，影响生产。更换管道法适用于管道连续出现的缺 陷，并且缺陷较为严重的管段。 目前，中石油西南油气田公司对于辖区内长输管道缺 陷，对于腐蚀深度≤７０％的缺陷均采用复合修复法修复；对 于腐蚀深度＞７０％的缺陷先采取环氧套筒临时修复，在合适 的停气检修时采取更换管道彻底消除隐患。 ４结论及建议 通过最近几年的努力，基本上对公司所辖区域的长输管 道进行了智能检测和缺陷修复，及时发现了影响管道运营安 全的缺陷，并做了相应的修复，保证了管道能够持续健康的 运转，但也暴露出一些问题还需完善。 （１）智能检测数据的准确性和通用性还需进一步提高。 基本上智能检测服务均由外国公司提供，服务水平各个公司 也有高有低，不能保证每次检测数据准确，因此，检测后应该 及时做好数据验证工作，务必保证检测数据的准确性，为下 一步缺陷修复做好准备。由于每个公司有各自的特点，因此 数据结构通用性不好，在这方面还需加强。 （２）对于已经修复的缺陷应及时更新数据库，为下一次 检测提供依据。 （３）已经完成的管线修复工程往往会超投资，问题出在 开挖土石方量不可预计，因此，在做缺陷修复工程设计的时 候，要求设计部门应根据检测数据现场踏勘，这样就可大大 避免超投资的问题。 （辱）根据管线的运行年限及检测数据，制定好管线的检 测计划，一般管线每５年应检测一次，以便观测管道本体的 缺陷发展情况，为决策者提供可靠的、完整的数据，及时发现 高风险区域并做好修复措施。 参考文献 ［１］崔涛，冯庆善，杨祖佩，等．新建管道完整性管理理念 探索［Ｊ］．油气储运，２００８，２７（１０）：４—８． ［２］中国石道公司．油气管道完整性管理技术［Ｍ］．北 京：石油工业出版社，２０１０：６—１１． （本文文献格式：廖志敏。熊珊．油气输送管道完整性管理 ［Ｊ］．山东化工，２０１４，４３（２）：１５６—１５７．）
