管道完整性评价方法选择探讨

中国石油华北油田分公司对外合作部

由于管材制造缺陷、腐蚀和第三方破坏等原因，油气管道泄漏事故时有发生[1]。完整性评价是通过预防管道运行中的腐蚀风险提高管道安全性的方法。管道完整性评估包括基线评价、试压评价、缺陷适用性评价、复杂地段管道评价、管道运行安全评价、外腐蚀直接评价（ECDA）、内腐蚀直接评价（ICDA）、应力腐蚀开裂直接评价（SCCDA）等技术[2]。采用先进、适用的完整性评价技术，识别管道缺陷并及时修复，保证管道系统安全性和可靠性，是管道管理者的重要任务[3]。目前管道完整性评价技术标准较为系统、全面，但在实际应用过程中，管道企业根据管道实际特点，选择适宜的完整性评价方法时，还缺少相应的指导原则和依据[4]。我国长输管道已全面实施完整性管理程序，应建立一套适合我国国情、科学合理的完整性评价方法选择准则。

1 完整性评价标准现状

美国是世界上最早针对危险液体管道和输气管道实施完整性管理的国家[5]，完整性核心技术标准为ASME B31.8S—2014《气体管道完整性管理系统》和API Std 1160—2013《危险液体管道完整性管理规范》。其完整性评价方法包括直接评价（外腐蚀直接评价、内腐蚀直接评价、应力腐蚀开裂直接评价）、内检测和压力试验，制定的技术标准见表1。

近年来我国管道行业通过自主研发和采标，制定了直接评价、内检测和压力试验标准。

（1）直接评价法：行业标准SY/T 0087—2018《钢质管道及储罐腐蚀评价标准》。

表1 美国完整性评价方法现用标准Tab.1 Existing integrity assessment method standards of USA

（2）内检测：国家标准GB/T 27699—2011《钢质管道内检测技术规范》；行业标准SY/T 6825—2011《管道内检测系统的鉴定》，修改采标旧版API 1163—2005（MOD）；行业标准SY/T 6889—2012《管道内检测》，修改采标旧版NACE RP0102—2010（MOD）；行业标准SY/T 6597—2014《油气管道内检测技术规范》。

（3）压力试验：国家标准GB/T 16805—2009《液体石油管道压力试验》，修改采标旧版API RP 1110—1997（MOD）；GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》和GB 50253—2014《输油管道工程设计规范》规定新建管道压力试验要求；行业标准SY/T 5922—2012《天然气管道运行规范》规定在役管道压力试验要求。

2 完整性评价方法选择原则

2.1 NACE SP0113—2013简介

美国标准NACE SP0113—2013《管道完整性评价方法选择/Pipeline Integrity Method Selection》规定了气体和危险液体管道完整性评价方法选择指南，也为管道运营商选择适用于管道实际状况的完整性评价方法提供了灵活的依据。该标准系统总结了直接评价、内检测和压力试验的优缺点及适用范围，其重要创新是提出了首次评价和二次评价时技术决策应考虑的风险因素，以及后续评价中使用首次评价所使用技术或者使用其他评价技术的注意事项。限于篇幅，仅列出NACE SP0113中完整性评价方法选择的指导原则，以供参考。

2.2 首次完整性评价方法选择原则

选择直接评价、内检测或压力试验，应了解每种技术在管道运行维护中的优势和限制条件。决策管道首次完整性评价采用何种技术应考虑下列因素：

（1）运行压力与管材标准屈服强度的比值。管理者应确定管道最小破裂压力的限值，随着运行压力与管道标准屈服强度比值增加，管道破裂失效可能性和失效后果都会增加。如运行压力高于该值，优先采用内检测法。

（2）管段长度与管径。对于较长的管段，使用压力试验或者直接评价的成本更高，例如压力试验需要管道停输、清管，可能造成收入损失，而直接评价法需要多处开挖和相关修复成本，因此内检测是首选技术。对于小口径管道，压力试验是最佳选择，内检测或直接评价作为备选方法。小口径管道压力试验注意事项包括管线是否可随时停止使用，管段长度、试验介质可用性以及安全性和环境问题。

（3）清管通过性。清管通过性指满足清管器从起点运行到终点不发生堵塞，主要考虑下列管道特性：①内检测器可通过管道直径或者变管径的尺寸范围；②管道清洁度，可能发生堵塞的管段；③管道运行压力，以规定速度驱动清管器，清管器运行速度控制在1～3 m/s；④弯曲半径小于1.5D的管件；⑤管道干线阀门（压力调节阀、截断阀）应为全通径球阀；⑥在无清管器挡条情况下，所有大于50%D的三通可以通过清管器；⑦清管器收发球筒的尺寸和长度，安装收发球筒或者临时收发球筒进行清管作业。

（4）屏蔽。外腐蚀直接评价不适用于检测介电常数很高的涂层剥离的情况，会造成屏蔽，可应用直流电压梯度法或者电流衰减法。

（5）腐蚀风险。存在严重腐蚀风险的管道，内检测可给出剩余壁厚和缺陷特征信息，比直接评价或压力试验更为理想。

（6）管道路权带可接近性和开挖数量。应采用直接评价法对管道通行权进行评估，确定不能进行地面检测的管道位置，或者不能对检测结果进行验证的情形，例如深埋管线、长套管穿越管线、水道管线等。

（7）严重干扰腐蚀检测的风险。直流、交流或杂散电流会妨碍外腐蚀检测技术的应用，所以存在严重干扰腐蚀检测风险的管段不能应用直接评价法，应采用内检测或者压力试验。

（8）焊缝风险。如管段中含低频电阻焊接的环焊缝，应选择评价焊缝完整性和腐蚀异常的方法，如管段已发生焊缝失效，或者5年内存在管道运行压力超过最大允许运行压力的情形，应选择多种评价焊缝完整性和腐蚀异常的方法。优先选择压力试验，在1.25倍最大允许运行压力下进行强度试验，如不能进行压力试验，内检测作为备选方法。

（9）经济成本。针对较短管段，实施全部开挖、直接评价或者压力试验，相对于内检测更具有经济性。城市中心、人口密集区或者难以接近开挖的管段难以实施直接评价，应用压力试验和内检测方法更具经济性。

2.3 后续完整性评价方法选择原则

一般确定的首次完整性评价方法的依据准则可用于后续定期评价。应考虑首次完整性评价后的变化条件，以及不同评价方法的优点，获取不同类型的数据，以便更好地控制腐蚀。例如首次采用内检测，第二次评价可采用直接评价，确定首次评价的金属损失是否处于有效腐蚀防护水平。决策二次评价使用的完整性评价方法应考虑的因素有：

（1）首次评价结论。经过内检测或直接评价的管段，应进行直接检查进行验证，直接检查结果用于提升首次评价的置信度。如管道通过内检测，应给出管道清洁度评估结论，再次应用内检测时管道清洁度可能会影响内检测器磨损、收集数据的完整性以及影响清管器运行稳定性。

（2）不同完整性评价方法在二次评价的可行性：①二次评价中使用外腐蚀直接评价，如果减缓方案是成功的，则后续评价中要求的开挖数量降低，重新检验的开挖成本也降低，即直接评价是成本最低的再评价方法。如果首次评价使用内检测方法，二次评价选择外腐蚀直接评价的优势在于可以对阴极保护数据进行整合，以便更好地预测长期腐蚀趋势。②如果首次评价使用内检测，二次评价使用内检测，管道清管后清洁度提高，内检测成本显著降低。如果首次评价使用直接评价，后续评价改为采用内检测。可对两种评价方法数据进行整合，以便确定和预测已经发生的腐蚀和未来发生腐蚀的趋势。③如果首次评价使用外腐蚀直接评价检测法证明存在屏蔽，管线可能产生大范围腐蚀，采用内检测是重新实施首次评价和再评价的最佳选择。④如果首次评价使用压力试验，二次评价中使用直接评价或者内检测，可提供管道监控和减缓措施可行性的信息；二次仍可继续使用压力试验，可验证失效点未出现异常。如首次采用直接评价或者内检测，采用压力试验作为后续评价，可验证失效点未出现异常。⑤连续使用内检测可给出各个位置随时间的累积壁厚损失，如整合地面测量和内检测数据，测量阴极保护有效性也是完整性管理的重要组成部分。

（3）管道操作规程、规范和法规变更。管道完整性管理一项重要内容是评价管道是否符合最新的法规和标准规范。二次评价前应确定首次评价的法规、标准和规范是否变更，以选择符合实际情况的完整性评价方法。

（4）两次定期评价之间发生的重大事件。选择评价方法应考虑两次定期评价之间发生的重大事件。如果发生泄漏或者破裂，应评估再检测间隔。重大事件包括下列情形：①新的风险因素、风险等级增加，或者稳定风险变成不稳定风险，例如内腐蚀和应力腐蚀开裂造成的管道失效，低频电阻焊接的环焊缝开裂造成油气泄漏等。②首次评价后，管道发生腐蚀泄漏（实际腐蚀速率高于预计腐蚀速率）。二次评价前应分析评价方法是否正确，是否能准确检测到导致失效的缺陷种类或者尺寸，必要时更换评价方法。③首次评价后管道运行压力变化或者换管，以往由于压力不足或者管道变形问题，无法清管的管道，应对清管可行性进行再次评审。

（5）后评价和减缓措施。管道完整性评价的后评价阶段以及直接评价法和内检测法都应确定首次评价的适用性。针对首次评价结果采取的减缓或者修复措施，可能影响二次评价方法的选择。首次评价后的减缓措施可能影响后续评价的有效性，例如存在阴极保护屏蔽条件下，补充或增加阴极保护电源也不能提供充分的腐蚀防护。

（6）根本原因分析。根本原因分析应给出在特定位置发生腐蚀的原因，例如由于涂层或岩石屏蔽引起的腐蚀损失，当外腐蚀直接评价法无法检测时应将内检测作为备选评价方法。

3 完整性评价标准存在的问题

目前管道完整性评价技术标准较完善，主要问题是缺少完整性评价方法的决策依据和选择原则。如何根据管道实际特点，以及成本、停输、清管等因素，选择适宜的完整性评价方法，管道企业做法不一致，不利于我国长输管道完整性管理的统一化和规范化[6]。国家标准GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》规定了完整性评价方法和技术要求，但未系统总结各种完整性评价方法的特点、优缺点、适用性及选用原则，具体表现在：

（1）针对完整性评价方法选择多为指导性原则。例如宜优先选择基于内检测数据的适用性评价方法进行完整性评价。如管道不具备内检测条件，宜改造管道使其具备内检测条件。对不能改造或不能清管的管道，可采用压力试验或直接评价等其他完整性评价方法。

（2）缺少二次完整性评价方法选择要求，特别是与首次完整性评价方法不同时的影响，缺少相关规定。例如宜根据管道缺陷特征或可能新出现的缺陷，选择不同的检测评价技术或多种技术方法组合。

（3）我国的内检测标准行业标准SY/T 6825—2011 《管道内检测系统的鉴定》 和行业标准SY/T 6889—2012《管道内检测》均来源于美国的相关旧版标准。

4 对策和分析

4.1 直接评价技术

直接评价是对管道防腐层状况进行检测和评价的技术，特别适用于因管壁内环境差、杂质积液多、蜡沉积严重等清管困难，无法进行内检测的管道，以及不能停输进行压力试验的管道[7]。但水平定向钻穿越管段和套管穿越铁路、公路管段实施腐蚀检测技术较困难，且存在交直流干扰管段和防腐层剥离管段，电磁法的检测效果都不好，以上情况应考虑选择其他外评价方法[8]。

4.2 压力试验

相对新建管道，在役管道试压难度大，需要进行停输、介质置换清除、清管、干燥等，还需考虑经济性和安全因素[9]。美国油气管道联邦法规49CFR 195规定可根据风险水平选择其他检测方法代替压力试验，风险水平较低的地区可选择内检测或超声内检测代替压力试验，高风险地区必须进行液体试压。

对于腐蚀严重的管道，压力试验是验证管道承压能力的首选方式[10]。国家标准GB 32167规定服役超过40年的管道，宜按照运行压力1.1倍试压，管道试验压力不超过设计压力。

相对水和空气，在役管道采用液体石油作为试压介质具有优越性。国内标准缺少液体石油试压的规定，美国标准API RP 1110规定除在环境敏感区和人口聚集区，在保证严密监视、通信畅通，并制定泄漏应急预案条件下，可采用不易快速挥发的液体石油作为试压介质。

4.3 内检测

目前国内外法规标准均将内检测作为优先选择方法。目前内检测技术正向高精度、多功能、精细化和多样化方向发展，国外研发机构GE-PII、ROSEN、TDW及Enduro的内检测技术处于领先地位，已开发多种系列包括三轴高精度漏磁、电磁超声、超声波、声发射的管道内检测器，可精确定位金属损失、裂纹、几何变形、阴极保护状况、微泄漏等管体异常[11]。

5 结论和建议

（1）美国已制定外腐蚀直接评价、内腐蚀直接评价、应力腐蚀开裂直接评价、内检测和压力试验等方面的技术标准。我国通过采标和自主制定方式，与国外管道完整性评价标准技术层面基本一致，但我国现用的内检测标准来源于美国旧版内检测标准，在国家标准和行业标准系统性和协调性方面还需改进。例如应进一步整合内检测标准，制定新的在役管道试压标准，采标SY/T 6825—2011《管道内检测系统的鉴定》和SY/T 6889—2012《管道内检测》应参照在用国际标准。

（2）我国管道完整性评价标准的主要问题是缺少完整性评价方法的决策依据和选择原则，如何根据管道实际特点，以及成本、停输、清管等因素，选择适宜的完整性评价方法，管道企业做法不一致，不利于我国长输管道完整性管理的统一化和规范化。

（3）NACE SP0113—2013系统规定了管道完整性评价选择方法的准则和依据，以及二次评价与首次评价使用不同评价方法时的优缺点和注意事项，综合考虑了运行压力、管道长度、管径、清管通过性、屏蔽、腐蚀风险、路权带状况、干扰腐蚀、环焊缝风险和经济成本等因素，具有借鉴和指导意义。

（4）建议修改采标NACE SP0113—2013《管道完整性方法选择》，制定国内石油行标《管道完整性评价技术选择规范》，系统总结各种完整性评价方法的特点、适用性及选用时应考虑的相关因素，指导国内完整性评价工作的开展。