中文翻译确定性的管道完整性评价方法可优化腐蚀控制和降低成本.docx
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中文翻译确定性的管道完整性评价方法可优化腐蚀控制和降低成本
确定性的管道完整性评价方法可优化腐蚀控制和降低成本
M.J.J.SimonThomas,L.H.PragerandC.V.M.Voermans
壳牌全球解决方案国际组织B.V.
Badhuisweg3
1031CM阿姆斯特丹
荷兰
B.P.MiglinandB.F.M.Pots
壳牌全球解决方案（美国）
3333公路6南
休斯顿,德克萨斯州77082
l.J.Rippon,
壳牌全球解决方案国际组织B.V.
Volmerlaan8
2288GDRijswijk
荷兰
摘要
一个提高管道完整性管理的方法，考虑内部腐蚀，外部腐蚀以及第三方破坏。
这个系统可以用来定义腐蚀控制和监测新的和存在的线路需求。
它也可以用来测定完整性，最优化检查和处理存在线路的维修和修复。
这个方法考虑了所有相关因素，如二氧化碳腐蚀，硫化氢，氧，有机酸和细菌的内部腐蚀，土壤腐蚀性，涂层情况和阴极保护的外部腐蚀以及和操作环境有关的第三方破坏。
检查计划遵循基于风险的方法。
系统应用于全世界大量的管道并且向商家展示其附加价值。
绪论
管道完整性管理从历史观点上说是主要基于生产的流体（内部保护）和土壤条件（外部保护）因素。
这种方法可引导以管道设计工程师的观点为出发点的很好的设计。
例如，二氧化碳腐蚀常常占腐蚀的大部分原因，可供选择的材料的使用或者腐蚀禁止是基于正确的模型下选择的，用来解决内部腐蚀。
相似的，设计适当的涂层和阴极保护系统是为了防止外部腐蚀。
一旦管道投入使用常出现其他因素导致腐蚀，通常是操作性质对完整性造成严重的威胁。
在许多情况下氧气的侵入以及细菌的存在，或者抑制剂泵的可靠性将决定内部腐蚀速率并且相关操作费用。
在许多情况下氧气进入和细菌出现或者抗化剂泵浦的可靠性确定内部腐蚀速率并且相关操作费用。
另一种主要的威胁是第三方破坏，其原因很不相同，由于挖掘或者拖捞船木板造成的意外损伤，蓄意破坏以及偷窃油品所造成的破坏。
人们利用有关管道失效的历史资料来决定管道完整性的主要方向，因此能够采取措施预防管道失效。
应该意识到失效的频率与当地环境密切相关，如表1所示，欧洲和美国管道失效的主要原因是外部损伤，机械损伤（制造和建筑缺陷）以及腐蚀1。
很显然有效的完整性管理方案必须考虑所有潜在威胁。
应该设计监控和检测计划，这样能够及时地查出和更好地消除这些威胁。
这个方案应该在基于监控和检测结果上进行再次指引管道的维护。
它也应该提供相关的信息以指引管道的修理和复原。
形成命名为PIPERBA
（1）软件包的主要要素的程序开发成功。
它被大多数壳牌主要操作员以及部分第三方所采纳。
整个软件包在其他地方被描述2，本文集中于描述这个计划的完整性评估部分。
（1）专利计算机程序PIPE-RBA=管道风险评估
（2）利用专利计算机程序计算二氧化碳腐蚀、估计由细菌，氧气和有机酸引起腐蚀。
确定性的完整性评估
基本的完整性管理过程在图1中描述。
最重要的输入和支持工具也同样表示在图中。
完整性管理过程的主要步骤将被讨论，其主要的威胁考虑计划的最新方案，内部腐蚀，外部腐蚀和第三方破坏。
内部腐蚀
管道运输采出液的最共同的内部腐蚀机理是二氧化碳腐蚀，硫化氢腐蚀，有机酸腐蚀，氧腐蚀和细菌腐蚀。
内部模型为计算没有实施保护措施的管道期望腐蚀速率而存在。
早期二氧化碳模型在别处被详细地讨论3，4。
最新的计算机程序HYDROCOR
（2）结果也估计腐蚀是由于存在的有机酸，氧气，细菌和硫化氢造成5。
一个开发的特别版本用来支持管道完整性管理计划在本文中描述。
图2所示为输入和输出屏。
为了方便，输入栏基于操作线服务类型提前选择。
利用这种方法，操作者只需集合和输入相关数据。
图2所示，程序也考虑关键操作经验以调整估计的有效腐蚀速率。
这包括的因素有减轻沉积腐蚀的机会和提供细菌生长可能性的清管历史。
最后，考虑化学有效率，也就是压注化学溶液程序和议定对策的配合性。
这种腐蚀控制的有效性是非常重要的并且可以如下表达，在这种情况下为禁止：
表示抑制剂有效性，
表示抑制腐蚀率，
表示未抑制腐蚀率。
如果系统依靠生物杀灭剂来控制细菌腐蚀，下标“抑制”和“未抑制”应该相应地替换。
一个相似的方法适用于计算其他操作系统的有效性的结果。
例如露点控制。
最后一步是联合计算的腐蚀率和腐蚀监控数据，检查数据和操作经验。
这个方面将在以下详细讨论。
因此，以通用格式表示在图1的的步骤可以表示出内部腐蚀如图3。
应该注意到这个术语“腐蚀监控”包括腐蚀率测量，残留物，操作参数跟踪如压注化学溶液系统和议定目标的配合性等等。
外部腐蚀——陆上管线（埋地或裸露）
予以考虑的外部腐蚀威胁是大气腐蚀，埋地钢的腐蚀是由于阴极保护系统的干涉和绝缘接头的失效。
防止外部腐蚀的保护方式通常是基于外部涂层和阴极保护以防止损坏的涂层发生腐蚀。
管道通过分析确定这些威胁所导致腐蚀的几率。
第一步是确定未保护的腐蚀率，基于从测得的电阻系数数据和土壤类型得到的管道沿线的土壤腐蚀性。
这确定了主要的外部腐蚀威胁和形成设计适当腐蚀控制系统的基础。
典型的埋地管道腐蚀率在表2中给出。
其次，阴极保护质量的估定基于加电自检测试以及闭合内电压测量调查数据。
后者也用于估计保护反对干涉风险和绝缘接头失效的发生。
表示腐蚀率，
为阴极保护系统的有效性。
其要素表示在表3中。
这将导致估计的裸露钢的腐蚀率需考虑某一时期的阴极保护系统的性能。
考虑的干涉类型有其他管线的阴极保护，或者交叉或者平行于考虑的管线，绝缘接头和法兰，直流和交流区域以及输电线。
涂层的有效性通过以下讨论的电流密度测控数据和全线电压测量估定。
外部腐蚀估计过程在图4中表示。
外部腐蚀——近海海底管线
对于海底管线，外部腐蚀的威胁考虑海水腐蚀，由于阴极保护系统的干涉和绝缘接头的失效造成的腐蚀。
（后两者对陆上管线的影响更大，因为几乎所有的海上阴极保护系统采用牺牲阳极的方法）。
防止外部腐蚀通常基于外部涂层和阴极保护来实现对涂层破坏区域的保护。
通过分析管道确定这些威胁导致腐蚀的几率。
对于外加电流阴极保护系统，一个相似的方法可应用于海上情况确定外部腐蚀率。
对于牺牲阴极保护系统，只要牺牲系统被设计，外部腐蚀率将为零。
那么评估将着眼于阴极保护系统由于使用寿命或扩大化的涂层破坏而引起的失效风险。
阴极保护质量的估定，基于执行远程操作载体的测定，一体化数据从管道隔水管阴极保护系统获得。
如果管道或者建筑连接使用外加电流系统，那么干涉风险和绝缘接头失效的发生可以被估定。
涂层有效性通过电流密度测控数据估定。
第三方风险——陆上管线
考虑两种类型的第三方破坏：
意外破坏和蓄意破坏。
各种可利用的统计信息源被用来建立分析模型，特别是CONCAWE（3）报道的数据6。
基于这点，分数制度被通过用来估定各种威胁。
起作用的因素概述如下。
潜在的意外损伤主要是管线是否埋地的作用，管线埋地是否达到最小覆盖层深度，管线周围的活动级别，管线的可辨认性以及管线通过权（ROW）。
损坏控制和防止可以通过标记管线，巡逻，公共教育和通过提供一叫系统报告破坏情况并且立即采取行动来实现。
潜在的蓄意破坏由当地情况确定，主要是社会和政治的性质，但是可以通过机械抵抗和物理保护管线得以缓和。
在某些实例中，通过建混凝土板和带刺铁丝网实现保护管线的作用。
蓄意破坏的缓解可以通过治安部队有效实现，或者通过员工的帮助防止。
但是，潜在的蓄意破坏能降低的最有效的最后手段是通过与当地团体的合作实现。
图5中描述了最终过程。
第三方风险——海上管线
考虑三种类型的第三方破坏：
管道上的元件脱落，船锚损伤和与捕鱼活动有关的破坏。
蓄意破坏并不是海上管线的主要风险。
管道上的元件脱落在开阔水域发生，但是这个风险低。
这种破坏常常限制在平台周围500米（1640’）区域内（元件从平台落下或者从平台上油船装卸工作中脱落）以及钻油台附近。
可以通过限制油船在管线上方活动和定位钻油台到平台一个安全距离实现风险最小化。
船锚损伤常常与建筑活动有关，或者从油船和驳船安装新的平台和管线。
这些活动将引起附加的检查。
有两种捕鱼活动可以导致管道损坏，世界区域执行水底拖网，拖网板会阻碍管道，破坏管道涂层，管道交叉口结构和附属物（如海底阀和管道接头）。
当捕鱼船受到阻碍，最坏情况下如果管道破裂也主要威胁到捕鱼船安全。
在航海图中精确显示管道路线以及让当地捕鱼团体知道管线位置以及所包括的潜在危险也很重要。
在世界区域使用“鱼轰炸”（利用炸药杀鱼）也同样可能造成对管道的破坏。
对于第三方风险，集中一组问题对特殊的设备估计风险级，考虑地点，提出的控制，检查方法以及检查次数。
（3）石油公司的HSE欧洲组织
模型腐蚀率
腐蚀模型是帮助估计内部腐蚀和外部腐蚀率的重要工具。
实际上它们是联系可知腐蚀风险和操作系统方法的唯一工具。
例如，可能提高的腐蚀控制将立刻转化为低腐蚀率。
因此，有效的知识是获得好的模型腐蚀速率的关键。
然而腐蚀预测的精确度并不完美，大多数情况下，整体精确度将通过有效的精确度决定。
因此最大化获益应从全部有效的监控信息中获得，以得出其转化为提高的系统降级的知识的可能性。
议定未来腐蚀速率
如以上所指出，可能有关于速率退化的各种信息源。
除去理论模型以及操作者对议定手续的配合，还有监控和检查数据，操作者对出现问题的管线的现场经验以及其他相似条件下的管线操作。
这个信息是非常有价值的，因为它可以用来估计未来腐蚀速率，从而可以用来计划腐蚀控制的提高。
它也可以用来优化未来检查频率和复原规划。
应该注意到涂层退化是寿命和涂层类型所决定，因此，表4中的摘要是议定的规定。
各种输入的贡献的重要性依赖于分配给它的有效性，在相似情况下管线操作现场经验必须予以考虑。
有效的腐蚀监控数据典型地依靠监控工具支持，并且依赖于这个工具是否能在该实例中估计腐蚀速率的判断。
图6中描述的是开发出的程序，它可以组织这些不同类型信息的计算。
第一模型的腐蚀速率和检查数据结合成称为“预测”腐蚀速率：
当
时，重量因数
依赖于可预测的模型（m）和检查（i）腐蚀率。
系统取重量因数为0，0.25，0.75或者1。
随后的其他数据，包括从腐蚀测控，关键点检查，泄露及失效，现场腐蚀性测量以及其他由操作者报告的现场经验都用来调整腐蚀率以得出“议定”腐蚀率。
显然，质量和输入数据的有效性对模拟腐蚀率预测有很大的影响。
质量的价值应该通过大多数人的同意，典型地包括管道工程师，腐蚀工程师，操作员工，以及使用中的化学制品补足和化工承包商。
指派的完整性评价工程师，通常由腐蚀工程师领导小组作出最后决定。
检查计划
一旦腐蚀率和其他老化的机械装置通过，管道剩余使用寿命由可利用的腐蚀许用量决定，为目的性的规则利用适应性。
接下来的检查必须在管道剩余使用寿命结束前执行。
它完成的快慢基于管线的危险程度和存在信息的可靠程度。
这个过程在图7中定型地描述。
危险程度估计基于由公司的健康，安全，环境委员会（HSE）的风险评估矩阵（RAM）文献。
风险评估矩阵发展为与HSE管理系统的事故和效应管理过程（HEMP）相联合，作为一种工具为显著地表达公司的政策以及证明依照风险可忍受度和ALARP原则（可行度低）。
在HSE-RAM，可行性的一般定义被“翻译”成RBI的灵敏度失效。
其结果和可能的等级是：
可忽略的（N），低的（L），中间的（M），高的（H）以及广泛的（E），广泛的只用于结果。
有六种危险程度等级；N，L，M，H（它们通常的意思），极端的（E）和难容忍的（X）。
矩阵中危险程度等级分类是基于推荐的风险管理HSE-RAM的覆盖图。
全部基于估计过程的风险在图9中表示。
图中也列出了此过程背后的经济驱动。
应该注意到不同的老化机械装置要求不同的检查技术，其没一种都有自己的“下次检查到期日”。
总结
以下总结吸取确定管道完整性威胁的风险。
•最重要的完整性威胁是内部腐蚀、外部腐蚀和第三方损伤。
•开发的模型分析这些威胁。
理论腐蚀速率的计算形成基础，但其他信息包括腐蚀监测和检查结果以及操作员经验显得更为重要。
一个确定性的分析程序最终被开发。
•依照设计的程序控制腐蚀和防止第三方损伤，通常认为“有效性”因素对完整性评估过程是最基本的输入。
•团队包括的员工从腐蚀工程学，管道工程学，操作员工到常作补充的生产化学家和化工处理代表对法律上有效的结论普遍认同，将提高实施改进的机会。
谢辞
感谢壳牌全球解决方案国际组织B.V.，荷兰阿姆斯特丹允许出版此作品。
参考书目
1.H.J.M.Jansen,A.BevanandL.H.Prager,"PipelineIntegrityManagement",PipelineRiskManagementconference,Perth,22/23November1999.
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3.C.deWaardandD.E.Milliams,"PredictionofCarbonicAcidCorrosioninNaturalGasPipelines",FirstInternationalConferenceontheInternalandExternalProtectionofPipelines,PaperF1,September1975.
4.B.F.M.Pots,"MechanisticmodelsforthepredictionofCO2corrosionratesundermulti-phaseflowconditions",CORROSION/95,paper137,（Houston,TX:
NACEInternational,1995）.
5.B.F.M.Potsetal,"ImprovementsonDeWaard-Milliamscorrosionpredictionandapplicationstocorrosionmanagement",CORROSION/2002,paper02235,（Houston,TX:
NACEInternational,2002）.
6.D.Lyons,"CONCAWE:
WesternEuropeancross-countryoilpipelines25-yearperformance",CONCAWEreportno.2/98,June1998（http:
/www.concawe.be）.
表1：
管线失效统计数据（美国和欧洲）
所有以
表示的数据
外部损伤
机械损伤
内部+外部腐蚀
其他
总计
美国DOT
340,000km的流体
1982-1991年代
1.7
0.6
1.5
1.8
5.6
Concawe欧洲
20,000km的流体
1971-1992年代
1988-1992年代
2.3
1.8
1.9
1.4
2.5
1.3
0.8
0.4
7.5
4.9
EGIG欧洲
92,000km的气体管线
1970-1992年代
1988-1992年代
3.2
2.4
1.0
0.7
0.8
0.4
0.5
0.2
5.8
3.7
UKOOA欧洲
15,000km海上
1971-1991：
-立管**
-安全地区**
-开放海域
0*
8.2*
0.3
2.7*
2.7*
0.2
2.7*
2.7*
0.5
2.7*
1.4*
0.2
8.1*
15.0*
1.2
*单位是
每管线/立管**数据基于7332立管年
表2：
电阻率，土壤类型与腐蚀率比较
电阻率，
土壤类型水类型腐蚀率
<100海水极端1.0
100<1,000盐沼泽地，盐泥炭块，湿地海床高0.5
1,000<5,000盐肥土，湿肥土，粘土，泥炭块盐水适度0.2
5,000<20,000紧密肥土，粘土，清水，河床轻微0.1
20,000<50,000含沙肥土，沙砾轻微0.05
50,000石灰石，干土，岩石碎片不考虑（
）0.05
表3：
阴极保护因素作为土壤电压的作用
电压，Mv比Cu/CuSO4
保护因素F
好氧
厌氧
-850-950.99
-800-900.75
-750-850.50
-700-800.25
-600-7000
表4：
主要管道：
涂层保护作为使用寿命作用的有效性
涂层类型使用寿命
10
20
30>30
石油沥青/胶质1.7.5.3
单层胶带缠绕1.5.2.01
双层胶带缠绕1.7.5.3
熔结环氧树脂1.9.7.4
液体环氧1.9.7.4
煤焦油环氧1.9.7.4
煤焦油瓷漆1.7.5.3
聚乙烯1.9.8.6
聚丙烯1.9.8.6
其他1.5.2.01
无.01.01.01.01
图1完整性管理过程的主要步骤和一些基本输入（阴影）。
*ORP=操作参考计划，MRP=维护参考计划。
图2内部腐蚀计算的输入/输出屏幕。
利用选择“作业类型”，输入区域激活或未激活降低数据收集和输入作用。
图3基于内部腐蚀的完整性威胁评估的程序
图4估计外部腐蚀威胁的程序
图5估计由第三方影响对完整性造成的影响的程序
图6通过老化速率的程序
图7靠率调整操作法
图8基于检查模型临界度的风险
图9基于风险的评估过程总结
升级会员 