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架空保温钢管腐蚀检测技术的应用规范

作者:保温钢管 浏览: 发表时间:2020-06-03 17:00:55

       因此,架空保温钢管的完整性管理需在GB32167—2015的基础上,结合油气田内部集输管道实际运行情况,开展进一步深入研究,制定一套新的完整性管理方法4第三采油厂输油管道完整性管控体系建设4.1管理内涵建立第三釆油厂输油管道完整性管控体系,包括输油管道管理风险控制制度和翰油管道完整性管理数据平台两部分内容。通过该体系加强输油管道运行风险与管理风险的管控,达到降低管道风险和风险治理费用、延长管道使用寿命的目(1)建立第三采油厂输油管道管理风险控制制度(图1)。针对第三采油厂输油管道可行性研究、设计、采购、制造、运翰与存储、施工、预投产和投产、管理权交接、运营与维护、改造、停翰与废弃等管理环节,明确相关管理单位和门的工作流程、管理职能,辨识管理过程中存在的风险因素,并制定相应的风险控制程序,实现翰油管道全生命周期内管理风险可建立第三采油厂输油管道完整性管理数据平台(图1)。针对第三采油厂输油管道运行过程中存在的风险,建立管道完整性管理数据平台,按照完整性管理工作流程“数据采集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险削减与维修维护、效能评价”开展完整性管理,确保输油管道运行风险受控。

       油田生产管网的运行安全是油田地面工程生产中的关键环节。我国在役油田管道建设水平低、受投入不足、技术局限等多方面因素的制约,长期处于较低的运行管理水平上。具体表现在:以抢修为主的维护方式、阴极保护设施运行效果差、很少部分管道实施运行状况的检测,即便实施检测的管道,腐蚀检测项目也仅仅停留在外防腐层的检测上、工程质量良莠不齐,检测结果没有能够有效地应用在管道的维修管理上。所有这些致使管道的安全运行管理的工作重心严重滞后,不能将油田管道的安全隐患消灭在萌芽状态上。致使油田管道事故多发、管道的有效服役寿命过短,地面工程的投资过于集中在管道更换和抢修上,导致地面工程的投资效益低下等。中国石油天然气集团公司2015年底正式发布了油田管道和站场的地面生产管理规定。根据规定要求,各油气田要做好油田管道和站场完整性管理工作,采用风险识别与评价等关键技术,定期开展生产管网的重大危险源、高后果区、高风险段识别和评价,制定分级分类生产技术管理策略,优化管理资源配置,强化风险管控,提升管道的本质安全,提高油田开发整体效益。与长输油气管道相比,油田生产的管网具有如下特点:一是种类多、数量大;二是管道建设的时间跨度大;三是运行环节中人力物力的投入相对薄弱;四是环境差异性相对较小。开展完整性管理的过程中,由于油田管道的特殊性,以及油田企业在管道安全管理技术上积累不足等历史和现实的原因,首先面临着技术上的巨大挑战。

       此外,在架空保温钢管的运行管理上,受经费和人员编制等限制因素的影响,现行的油田生产流程更多地倾向于保产能上,管道的日常管理维护的投λ相对不足。已经实施多年的管理流程和做法与完整性管理规范的要求相差甚远开展油田管道完整性管理需要进行管理流程的巨大变革,要制定出一系列适应油田管道实际的管理规程和政策法规,配合完整性管理的技术标准加以贯彻执行,从而形成一套行之有效的油田管道完整性管理的实施策略,这是成功实施管道完整性管理的关键环节和保障,也是成功实施完整性管理的难点所在准懂卖施管道完整性管理需要强大的信息系统的支撑管道完整性管理支持系统的开发技术路线是:应用管道及设施风险识别、风险评价适用性评价、腐蚀检测、管线空间数据信息等技术方法,以油田现有地面工程管理信息系统(A4、A5)、防腐保温数据库及风险评价数据库数据依托,通过建立风险评价模型、企业的管道腐蚀检测技术应用规范,以及对不同管道类型、材质、防腐类型、施工年代类型、管道铺地域类型的统计分析,得出完整性管理数据经验模型。


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