标准征求意见稿石油工业标准化信息网.docx

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标准征求意见稿石油工业标准化信息网

ICS75.200

E98

中华人民共和国国家标准

GB/TXXXXX—XXXX

ISO12747:

2011

石油天然气工业

管道输送系统

石油天然气工业管道运输系统

管道延寿推荐方法

PetroleumandnaturalgasindustriesPipelinetransportationsystems

Recommendedpracticeforpipelinelifeextension

ISO12747：

2011（E）,IDT

XXXX-XX-XX发布

XXXX-XX-XX实施

目  次

前言III

引言IV

1　范围1

2　规范性引用文件1

3　术语和定义1

4　缩略术语6

5　延寿概述6

5.1　总则6

5.2　评估过程6

5.3　评估要求8

5.4　管道延寿的局限性9

5.5　管道系统的可用性9

6　数据收集10

6.1　一般要求10

7　管道系统技术完整性12

7.1　总则12

7.2　管道完整性管理体系（PIMS）概述13

7.3　补救要求13

8　未来威胁识别13

8.1　概述13

8.2　一般威胁14

8.3　近海管道系统威胁14

8.4　陆上管道系统威胁15

9　延寿评估15

9.1　风险评估15

9.1.1　过程15

9.1.2　风险评价在延寿中的应用15

9.1.3　风险可接受性16

9.1.4　风险管理16

9.2　管道系统设计评审16

9.2.1设计规范16

9.2.2　设计基础的改变17

9.2.3　附加的数据需求18

9.3　剩余寿命评估18

9.3.1概述18

9.3.2腐蚀评估18

9.3.3　疲劳和裂纹评估19

9.3.4　补救20

9.4　管道延寿期间的完整性管理21

9.4.1　PIMS21

9.4.2　监测和检测21

9.5　法规要求21

9.6　体系和程序的更新21

9.6.1　概述21

9.6.2　应急响应程序22

9.6.3　运行和安全系统22

10　延寿报告22

参考文献24

前  言

本标准依据GB/T1.1—2009给出的规则起草。

本标准使用翻译法等同采用ISO12747：

2011（E）《石油天然气工业管道输送系统管道延寿推荐性做法》（英文版）。

为了便于使用，本标准做了下列编辑性修改：

——按GB/T1.1-2009的要求对标准的编排格式进行了修改；

——删除了ISO12747：

2011（E）的前言和引言；

——增加了本标准的前言和引言；

本标准由全国石油天然气标准化技术委员会（SAC/TC355）提出并归口。

本标准起草单位：

中国石油天然气股份有限公司管道分公司、GEOil&GasPIIPipelineSolutions和中国科学院金属研究所。

本标准主要起草人：

冯庆善、燕冰川、贾光明、王学力、张海亮、周利剑、陈朋超、刘冰、韩恩厚、谷飚。

引  言

本标准是以国家标准GB/T24259-2009《石油天然气工业管道输送系统》为核心的管道业系列标准之一。

只要满足国家标准GB/T24259-2009的最低要求，本标准允许使用创新的技术和工艺方法，诸如管道延寿推荐做法。

本标准对处理延长管道使用寿命问题所需方法的需求和法规级别进行了一系列的讨论，在给出推荐做法、指定框架和原则方面，对GB/T24259-2009提供了补充。

本标准的目的是提供一种统一的延长管道使用寿命评估方法，解决业内面临的难题。

本标准还涉及对管道系统技术完整性的验证，以确保延长管道使用寿命。

虽然本标准主要针对业主，但也适用于其它利益相关者，例如：

批准管道延长寿命应用的管理者；

受延长管道寿命影响的公众，例如土地所有者和开发商。

本标准给出了有关延长寿命过程的概述，以及涉及的主要原则，旨在详细指导相关人员进行延寿评估。

本文件所述指导应同可靠的工程惯例和工程判断配合使用。

本标准不可作为设计规范。

石油天然气工业管道运输系统

管道延寿推荐做法

1　范围

本标准基于GB/T24259MOD（ISO13623）所定义的管道系统服役期的概念，规定了管道在达到设计寿命后继续运行的最低可行性要求。

本标准对图1所示的泵站、压气站、减压站和储库没有任何特定要求。

本标准适用于刚性金属管道，不适用于以下情况：

--柔性管道；

--其它材料管道，如玻璃钢管道；

--脐带；

--水面设备；

--结构和结构部件。

本标准作为对原设计进行变更的示例，用于管道延寿。

不包括其他变更，如提高最大允许操作压力（MAOP）。

注：

当用户提出要求时，本评估方法可用于设计的其它变更。

2　规范性引用文件

下列引用的文件对于本文件的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T24259石油天然气工业-管道输送系统（ISO13623，MOD）

3　术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

可接受准则acceptancecriteria

评估部件、结构或系统是否能正常发挥其预定功能的规定指标或方法。

3.2

异常anomaly

管道系统的某个部件与公认规则和限值之间的偏离或偏差。

3.3

设计寿命designlife

设计预计的有效使用年限。

3.4

失效failure

一个部件或一个系统完成其所要求功能能力的丧失。

3.5

流动保障flowassurance

确保流体安全和经济的通过管道系统。

3.6

高完整性超压保护系统highintegritypressureprotectionsystem

如果存在超过最大允许操作压力的风险，可以迅速隔离管道的机械式过压保护系统。

3.7

延寿lifeextension

在评估的剩余寿命期内，超过原设计或服役寿命的附加期限，此期限内管道系统的继续运行得到了管理部门的许可。

注：

延寿被认为是设计基础的改进。

3.8

地区等级locationclass

按照以人口密度和人类活动为基础进行分类的地理区域。

3.9

最大允许操作压力maximumallowableoperatingpressure

管道系统或其部件，按照本标准要求允许操作的最大压力。

3.10

运行operation

在设计许可范围，操作和维护管道系统的活动。

3.11

运营商operator

最终负责管道系统运行和完整性的组织（单位）。

3.12

管道完整性管理体系pipelineintegritymanagementsystem

通过控制管道的物理状态、系统运行工况和系统的变更，确保管道系统按照设计意图安全运行的管理体系。

3.13

管道pipeline

系指管道系统中的部件，包括管子、清管器收发筒、部件和附件、隔离阀和管段分隔阀等，将其连接在一起用于输送站场之间和/或处理厂之间的流体。

3.14

海底管道offshorepipeline

铺设在海水中和通常为高水位的河流入海口中的管道。

3.15

陆上管道onshorepipeline

铺设在地上或埋地的管道，包括铺设在内陆水域下的管道。

3.16

管道系统pipelinesystem

输送流体用的包括管道、各类站场、监视控制与数据采集系统（SCADA）、安全系统、防腐系统和任何其他输送流体用的设备、设施或建筑物的系统。

3.17

剩余寿命remnantlife

基于如腐蚀和疲劳等与时间有关的劣化机理，评估出的管道能够安全运行的时间（不考虑所确定的设计寿命）。

3.18

所需寿命requiredlife

考虑到超过管道原设计寿命继续运行所期望的管道继续运行的寿命。

3.19

风险risk

一起事件的概率和该事件后果的组合。

注：

个体风险相对于单个人的伤害/死亡风险，社会风险则是整个社会中受管道影响人群安全的风险。

3.20

风险管理riskmanagement

识别、评价、控制和减缓风险的策略、程序和做法。

3.21

服役寿命servicelife

管道系统计划运行的时间段。

3.22

技术完整性technicalintegrity

管道系统按照设计运行的能力。

3.23

威胁threat

若不进行适当控制，会对管道系统产生不利影响的任何活动或状态。

3.24

平台上部结构topsides

提供部分或全部平台功能的位于支撑（固定式或浮式）上的结构和设备。

阀室

阀室

图1本标准涉及的管道系统范围

4　缩略术语

CPCathodicprotection阴极保护

ECAEngineeringcriticalassessment工程临界性评估

ESDEmergencyshut-down紧急停车

ESDVEmergencyshut-downvalve紧急关断阀

HIPPSHighintegritypressureprotectionsystem高完整性超压保护系统

ILIIn-lineinspection内检测

IPIntelligentpig智能检测器

MAOPMaximumallowableoperatingpressure最大允许操作压力

PIMSPipelineintegritymanagementsystem管道完整性管理体系

QRAQuantitativeriskassessment定量风险评价

ROWRightofway管道通行带

SCADASupervisorycontrolanddataacquisition监控和数据采集

VIVVortex-inducedvibration涡激振动

5　延寿概述

5.1总则

为了防止运行过程中由于与时间相关的劣化机理（如腐蚀和疲劳）造成失效，引入了管道的设计寿命。

然而，超过了设计寿命并不意味着管道不能使用，因为：

——在设计过程中确定的腐蚀速率可能比较保守，和/或者腐蚀缺陷已被修复；

——预期的操作疲劳损伤可能被高估。

当仍存在可采石油和天然气，或有额外的运行资产进入（或将进入）管道系统时，会期望超过管道设计寿命的延长运行。

注：

管道延寿有替代方法，例如新建一条替换管道。

因此，经济上需要通过比较获得要求的延寿所需的减缓成本和新建管道所需成本，来确定最适合的选项。

5.2评估过程

如果一条管道系统要超过其设计寿命运行，应进行延寿评估。

评估目的是确定：

管道系统的延寿不会使公众置于不可接受的风险之中。

图2示出管道系统延寿评估过程。

虚线方框用于强调评估的特定步骤，同时还给出了本标准中处理特定阶段的章节作为相互参照。

图2管道系统延寿步骤

评估过程开始于管道延寿的需要（步骤1）和目前管道系统的完整性评价（步骤2）。

然后，在延寿评估（步骤4）开始之前，确定延寿要求（步骤3）。

延寿评估应考虑日常操作中发现而在设计中没有考虑的情况。

例如与时间相关的开裂机理（如SCC）和在循环载荷影响下可能增长的制造缺陷。

延寿评估需求将在5.3中详细讨论。

一旦确定了可接受的延寿，应将评估过程形成文件（步骤5）。

如果延寿不合理（或者新建管道是最经济的解决方案），管道应该在设计寿命到期时按计划报废。

5.3评估要求

图2所示的延寿过程，包括管道系统的现状完整性评价和确定管道系统延寿适合性评估。

现状完整性评价（步骤2）应包括，但不限于：

——评审管道系统运行历史记录

——管道系统目前技术完整性的详细评估

延寿评估（步骤4）应包括，但不限于：

a）管道延长寿命运行的风险评估。

b）管道系统设计评审，包括一个差异分析，确定目前设计标准相对原设计标准附加的需求。

c）系统剩余寿命评估，包括如下：

——结合缺陷评价对累积的和将来的腐蚀做出评估，；

——对累积的和将来的疲劳损伤做出评估；

——防腐层失效和阴极保护系统劣化评估；

——管道上其他与时间相关的劣化机理的识别和评估。

d）为延长运行时间进行的管道完整性管理体系的修订或应用，包括对异常限定值的更新。

e）任何与权属相关的问题（例如土地使用权的到期）或者法规要求（例如管道许可证更新）的确认，包括通过差异分析确认管道设计寿命期内新增的附加法规要求。

f）安全和操作系统的适用性评审；

g）运行维护、应急响应、安全与环境保护程序的适用性评审

为了确定为减缓管道系统威胁（预期在延长操作期出现）所采取的维修措施的需求，要按照需要进行另外的研究。

5.4管道延寿的局限性

如图3所示，允许的延寿由所评估管道系统的剩余寿命决定。

如果管道系统的所需寿命超过剩余寿命，可考虑施行补救措施，对管道剩余寿命再评估，补救措施可有：

——管道部件更换；

——异常限定值的再评估和异常的矫正；（定稿时考虑异常定义）

——管道系统的降级使用。

或者，可以分阶段执行管道延寿，如下例所示：

案例1某管道系统，由于新增资产的关系，需要延寿20年，但由于立管腐蚀严重，管道系统的剩余寿命仅有5年。

在这种情况下，可先延寿5年，在剩余寿命末期替换立管后，再延寿15年。

图3延寿和剩余寿命

案例2某管道系统，需要延寿20年，但是根据预测的腐蚀速率，2年后需要降低最大允许操作压力（MAOP）。

按照案例1相似的模式，可先延寿2年，随后的18年延寿取决于内检测结果。

如果内检测确认了预测的腐蚀速率，为了达到要求的20年延寿，2年后需要降压运行或者修复不可接受缺陷。

5.5管道系统的可用性

本标准中给出的指导，与管道系统技术完整性的验证相关。

然而，延寿期间管道系统的可用性也具有重要作用。

作为管道延寿评估过程的一部分，宜进行下列完整性分项评估：

——管道系统设施，例如

——平台上部结构，

——泵站，

——压缩机站，

——处理厂和终端；

——仪器仪表；

——控制系统和设备，如SCADA;

——辅助设备。

6　数据收集

6.1一般要求

管道系统延寿评估所需典型数据在6.2中列出，但不限于这些。

因此宜根据需要收集额外数据。

利用准确数据非常重要，应考虑把数据来源的置信水平作为评价的一部分。

当实施延寿评估时，应评估数据缺失的程度，必要时应采取补救措施，例如附加的管道检测或风险评价。

注1：

对于老龄管道，数据常缺失，尤其是当运营权转交了多个组织的情况。

注2：

针对具体情况，如阴极保护调查，适宜采用最近的检测结果。

6.2数据

6.2.1原始设计

原始设计数据宜包括：

a）原始标准和规范，包括版本号和日期；

b）设计、制造和安装资料；

c）设计基础资料；

d）材料规格和证明；

e）分析计算和报告；

f）水压试验证明；

g）环境影响评价；

h）风险评价，包括工程临界性评价；

i）压力安全系统；

j）检测、测试证明和报告；

k）操作许可证相关文件；

l）法规要求；

m）土地权属资料；

n）勘查和线路文档，包括其他和第三方设施位置；

o）竣工线路图，特殊穿跨越资料，详细管网和仪表装置图表；

p）偏差和不符合项。

6.2.2运行数据

运行数据宜包括：

a）管道工艺原理和数据表格；

b）运行原理；

c）运行参数，包括压力、温度、流量和成分分析；

d）运行清管频率，以及包括积液和清出物分析的结果；

e）腐蚀监测；

f）磨蚀/沙粒监测；

g）微生物监测；

h）化学剂管理，包括加剂量安排；

i）过程监测记录，包括气体组分；

j）泄漏探测；

k）安全系统，例如HIPPS；

l）控制系统，例如SCADA

m）压力系统；

n）事件记录；

o）输送介质变换，包括流体成分，入口和出口的露点，液体、硫化氢含量、二氧化碳含量。

6.2.3维护和检测数据

维护和检测数据宜包括：

a）管道和材料规格；

b）音频/视频记录；

c）阴极保护测试；

d）热力参数记录；

e）地下探查记录；

f）地理信息；

g）沉降监测；

h）交叉调查；

i）悬跨监测；

j）海洋气象数据；

k）清管作业（日常清管和内检测）；

l）防腐层；

m）异常记录，包括自建设后识别的所有管道系统异常；

n）泄漏和事故记录；

o）修复和变更，包括运行变更，如运行温度、压力或流速变化；

p）清管器收发装置、阀门和其他部件的机械完整性；

q）检测方法和技术；

r）腐蚀记录。

6.2.4外部数据

外部数据宜包括：

a）法规；

b）国家和国际的设计标准；

c）管道登记资料，许可证和执照；

d）改变管道系统地区等级的建筑发展和与管道接近距离；

e）地质断层；

f）地震，泥石流，沉降。

7　管道系统技术完整性

7.1总则

7.1.1管道系统完整性自安装后会发生劣化。

可表征该劣化过程的信息水平取决于运营商采用的监测和管理体系。

注：

世界上不同地区不同运营商的完整性管理做法不同。

在某些情况下，采用持续的风险评估过程，而在另一些情况下，风险评估频率较低。

显然，判断延寿要求的评估等级是不同的。

为了确定现有管道系统技术完整性用于延寿是否可以接受，完整性评价应基于第6章的详细数据和资料实施。

许多涉及管道完整性评价的规范和标准可供参考以获取进一步的指导。

例如：

APIStd1160，ASMEB31.8S和DNV-RP-F116均描述了管道完整性评价。

7.1.2技术完整性评价应包括：

a）管道内部和外部状况；

b）修复和改造对管道系统技术完整性的影响；

c）阴极保护系统状态；

d）缺陷和异常对管道系统技术完整性的影响及修复要求；

e）安全系统的状况；

f）管道系统适用性。

7.1.3完整性评价宜考虑管道系统的安装和投产，尤其是注意：

a）采用新的或非标建造方法；

b）现行设计规范不再允许的部件（如斜接弯头）；

c）发生难以或不可预料的事件（例如，管道水压试验存水时间比预期长）

如果没有足够的数据确定管道技术完整性，应进行进一步检测、试验或分析。

注：

在实践中，涉及到内检测、水压试验或直接评价。

7.2管道完整性管理体系（PIMS）概述

如果管道系统完整性采用管道完整性管理体系管理，提供的信息宜作为完整性评价的基础。

管道完整性管理体系的应用见9.4。

。

7.3补救要求

根据技术完整性评价，采取补救措施，以确保管道系统在原设计寿命剩余时间内的适用性。

典型补救方法的讨论见9.3.4。

注：

在极端条件下，若无法补救，根据技术完整性评价的结果，可在设计寿命期满之前停止使用该管道系统。

8　未来威胁识别

8.1概述

应识别管道系统延寿期间的威胁因素，并作为风险评估的基础。

管道系统的常见威胁列于8.2至8.4，但不限于这些，许多设计规范（例如APISTD1160、ASMEB31.8S和DNV-RP-F116）也给出了其它的威胁。

注:

1：

威胁可以分为与时间相关和偶发2类。

与时间相关的威胁在延寿期间应该特别注意。

偶发事件的威胁在延寿期间一般不会产生额外的风险。

注2：

不同管道系统所遭受的威胁差异很大，所以，所列威胁并非全部适用。

8.2一般威胁

陆上和近海管道系统用于延寿评估的威胁通常包括：

——设计、制造和安装问题；

——误操作；

——内部和外部腐蚀；

——侵蚀；

——疲劳

——超压；

——悬跨；

——整体屈曲；

——沉降；

——支撑结构和基础设施劣化；

——自然事件如地震和火山爆发；

——战争。

8.3近海管道系统威胁

近海管道系统额外的威胁包括：

——不稳定性；

——坍塌；

——冲刷；

——渔业干扰；

——坠物

——船舶影响；

——拖锚。

8.4陆上管道系统威胁

陆上管道系统额外的威胁包括：

——开挖损坏；

——管道通行带周围土地用途改变；

——车辆影响；

——破坏或恐怖袭击；

——非法带压开孔。

9　延寿评估

9.1风险评估

9.1.1过程

如图4所示，风险评估是在确定风险可接受性之前，识别管道系统完整性威胁、评估失效概率和后果的过程。

图4风险评估过程

风险评价可以是定性的或定量的。

定性风险评价是主观的，而定量风险评价可提供风险的数值的度量。

注：

ISO31000给了有关风险评价过程的详细指导。

9.1.2风险评价在延寿中的应用

管道延寿评估应建立在全面了解管道威胁和其对技术完整性带来的风险的基础上。

因此，考虑延长操作期后的管道威胁进行的风险评价，应成为延寿评估的主要部分。

应采用以下方法：

a）实施初步的定性风险评价，确定管道系统的主要威胁。

b）对定性评估确定的主要因素，实施定量风险评价。

风险评价的结果应得出，在失效风险超过可接受水平之前，管道系统可以运行的时间估算值。

9.1.3风险可接受性

应对风险评价确定的风险的可接受性进行评估，且必要时还应指定补救措施，将风险降低至可接受的水平。

然而，对于管道延寿的风险可接受性评估也很重要。

——运营商、政府以及公众对于风险可接受性，具有不同的观点。

——风险可接受性随时间而变化，20年前可接受的风险现在可能不可接受。

——不同地域的风险可接受性不同。

注：

有关风险可接受性和目标失效概率的详细信息，在ISO16708给出。

9.1.4风险管理

如图5所示，风险管理是风险评估、减缓和定期评审的过程。

在管道完整性管理体系中，宜确定管道延寿的风险管理过程，如9.4.1所述。

减缓

图5风险管理过程

9.2管道系统设计评审

9.2.1设计规范

9.2.1.1原始设计方法

设计规范通常采用许用应力或极限状态方法进行管道设计。

用于最初管道设计的设计规范对于管道延寿过程有重要的影响。

按许用应力的设计规范（例如PD8010）设计的管道，通常比采用极限状态设计方法（例如采用DNV-OS-F101）设计的管道容易评估。

许用应力设计规范通常更保守，导致采用更大的管道壁厚抵抗运行中的腐蚀。

此外，如果满足合适的安全系数，采用许用应力设计规范设计的管道可认为是工程适用的。

9.2.1.2设计规范的更新

最初设计管道系统时所依据的设计规范，很可能已经在运行期间进行了更新。

这可能导致与原设计不符，因为：

——设计方法或者安全系数发生改变；

——禁止使用原设计规范中允许使用的部件，例如斜接弯头。

应通过差异分析，识别自管道安装以来，设计规范要求的所有变化，确定管道设计与目前设计规范的符合性，发现有不符合项的，应采用风险评价确定对补救措施的要求。

9.2.2设计基础的改变

9.2.2.1总论

延寿评估应考虑原设计基础的变化。

应说明设计寿命期内出现或者延寿后预期发生的变化的后果。

9.2.2.2、9.2.2.3和9.2.2.4.对典型的变化进行了讨论。

9.2.2.2工艺条件

工艺条件的改变可能对管道腐蚀速率和外加载荷有重要的影响。

典型工艺条件改变包括：

—运行压力、温度和流量的变化；

—腐蚀机理的变化（例如，从干气到酸气）；

—积水（含水量）增加；

—过