管道内检测方案.docx

中海油海底管线内管检测方案

中国石化集团胜利石油管理局海上石油工程技术检验中心
2014年7月

目 录
1、海检中心介绍 1
2、管线内检测的必要性 4
3、检测依据 9
4、项目准备 10
5、管线情况调查 13
8、清管 15
9、管道几何检测 16
10、漏磁检测 19
11、检测报告 23
12、质量目标及保证措施 27
13、应急预案 31
附件一：海检中心主要资质 32
附件二、卡球风险控制 38
附件三、卡球应急程序流程图 39

1、海检中心介绍
1.1单位简介
“中国石化集团海上石油工程技术检验中心”（简称“海检中心”）成立于1999年，业务上受中国石化集团公司安全环保局和科技开发部管理，具有国家安全生产监督管理总局颁发的“海洋石油生产设施（浅海）发证检验机构”资质、“海洋石油天然气专业设备检验检测机构”资质，与中国船级社（简称“CCS”）同为国内仅有的两家发证检验机构之一，也是石油石化行业唯一一家具有发证检验资质的单位。同时具有国家质量监督检验检疫总局颁发的“无损检测机构A级”资质，国家建设部颁发的无损检测工程专业承包壹级资质，是中国石化集团唯一一家A级资质无损检测机构，迈入全国检测行业20强行列。
1.2资质介绍
1.2.1发证检验资质

2009年12月，海检中心顺利通过国家安监总局专家组审查，获得国家安监总局颁发的“海洋石油生产设施（浅海）发证检验机构”资质，从此海检中心资质业务范围由滩海陆岸延伸到浅海海洋。业务范围包括：
可以完成以下设施的设计审查、安全专篇审查、设计图纸和资料的审查校核、施工方案的审查，对以下设施的建设过程进行检验，对设施整个寿命周期进行作业中定期检验。
1) 人工岛；
2) 滩海陆岸油气生产设施；
3) 固定平台；
4) 海底管线；
5) 海底电缆；
6) 海上作业设施油气工艺系统。
对用于以上设施上的工程材料、钻井和修井设备、采油设备、锅炉和压力容器、火灾和可燃气体探测装置、安全阀、消防器材、钢丝绳等系物及被系物、电器仪表等设备进行认可。
1.2.2专业设备检测检验资质

2009年通过国家安监总局审查,获得9项专业设备检测检验资质,分别是：
1) 生产设施结构；
2) 采油设备；
3) 海上锅炉和压力容器；
4) 钻井和修井设备；
5) 火灾和可燃气体探测系统；
6) 安全阀；
7) 消防器材；
8) 钢丝绳等系物及被系物；
9) 电气仪表。

1.2.3无损检测资质

2009年6月，海检中心顺利通过国家质量监督检验检疫总局专家组审查，获得国家质检总局颁发的“无损检测机构A级”资质，成为中石化集团唯一一家A级资质无损检测机构，迈入全国同行业20强行列，业务范围包括如下5项：
1) RT-射线照相检测；
2) UT-超声波检测；
3) MT-磁粉检测；
4) PT-液体渗透检测；
5) ET-涡流检测。

2、管线内检测的必要性
管道已成为油气运输的重要方式，在工业国家的社会运输中占有重要地位，是五大运输方式的重要组成。在海洋石油开采工程中，海底管道将海上油气田、储油设施或陆上处理终端连接成一个有机的整体，是油气生产系统的主动脉。随着海上油气田的不断开发，管道输送工艺已被广泛应用于海洋石油工程。我国目前已建成近2500公里的海底管线，海底管线的正常运行已经成为经济有效的开发石油资源的关键因素。
通过管线的检测与安全评价，不仅可以大大减小管线事故发生率，而且可以避免不必要和无计划的管道维修和更换，从而获得巨大的经济效益和社会效益。检测的必要性将从以下几点说明：
2.1 国家法规要求
(一) 按照国家安全生产监督管理总局4号令《海洋石油安全生产规定》的要求：
第二十五条在海洋石油生产设施的设计、建造、安装以及生产的全过程中，实施发证检验制度。
海洋石油生产设施的发证检验包括建造检验、生产过程中的定期检验和临时检验。
第四十五条 （五）海洋石油生产设施，是指以开采海洋石油为目的的海上固定平台、单点系泊、浮式生产储油装置、海底管线、海上输油码头、滩海陆岸、人工岛和陆岸终端等海上和陆岸结构物。
(二) 按照国家经贸委17号令《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》的要求：
第二十九条 石油企业对石油管道设备、设施应当定期检查和维护，使其处于完好状态。
第三十三条 从事石油管道技术检测检验的单位必须取得国务院石油工业行政主管部门认定的相应资质，并对其检测检验的结果负责。
石油企业有权选择检测检验单位，任何部门不得为石油企业指定检测检验单位。
第三十四条，石油管道应当定期进行全面检测，新建石油管道应该在投产后三年内检测，以后视管道安全状况确定检验周期，最多不得超过八年。
第三十五条，石油企业应当定期对石油管道进行一般性检验，新建管道必须在一年内检测，以后视管道安全状况每一至三年检测一次。
第三十六条 石油企业对检测不合格或存在隐患的管道路段，应当立即采取维修等整改措施，以保证管道运行安全。
第三十七条 石油企业应当建立石油管道检测档案，原始数据及数据分析结果应当妥善保存。
（对于海底管线，安全要求应该高于陆地管线，更应该对其进行全面检测，而且检测周期应当较陆地管线要短。）
(三) 按照SY/T 10037-2010 《海底管道系统》的要求：
2.3.4 整个管道系统中易受损伤的管段以及因海底条件而会产生大的变化（如管道的支撑与埋设）区域，检测的时间间隔较短，通常为一年。这些部分通常包括平台安全区域、航道、近海岸及潮水通道等，其他部分至少应在五年内检测一次，从而保证整个管道系统在五年内能进行一次全面检查。
4.1.1 内部腐蚀的检测用以证实管道系统的完整性，如内部腐蚀对管道承受内、外载荷能力的影响评价等。
(四) AQ2012-2007石油天然气安全规程
6.10.4 海底管道的监测、检测和评估。
6.10.4.1 应建立海底管道检测与监控的制度，并遵守执行。
6.10.4.2 应通过检测与监控来保证管道系统运行的安全性与可靠性。
6.10.4.3 一旦发生影响管道系统安全、可靠性、强度和稳定性的事故应进行特殊检测。
6.10.4.4 对于改变原设计参数、延长使用寿命、出现缺陷和损伤的海底管道应进行评估。
(五) SY 6186-2007 石油天然气管道安全规程
9 检验
9.1 管道运营单位应制定检验计划，并报主管部门备案。
9.2 管道检验分为:
a) 外部检验:除日常巡检外，1年至少1次，由运营单位专业技术人员进行。
b) 全面检验:按有关规定由有资质的单位进行。新建管道应在技产后3 年内进行首次检验，以后根据检验报告和管道安全运行状况确定检验周期。
9.3 管道停用1 年后再启用，应进行全面检验及评价。
2.2海上石油安全生产的迫切需要
海底管线作为重要的生产设施，一旦发生重大事故，不仅影响油气生产，而且会造成海洋污染，给油田带来重大的经济损失和社会影响。海底管线长时间运行，由于受运行条件、外部干扰、腐蚀、管材和施工质量的影响加大，海底管线存在的安全隐患也在逐渐增加，安全生产问题迫在眉睫。
2.3管线定期清管的重要性
2.3.1定期清管可以有效维持管线正常生产水平。
管道长时间运行后，内部会出现结垢、蜡沉积、砂积、机械杂质沉积等情况，引起管道内径变小、摩阻增加、回压增大，从而导致管线系统出力不足，管线内介质流量、流速降低，管线生产能力下降。输油管线回压的增高也会对流程末端油井的生产水平造成影响。
例如：一条DN300的钢质管线，多年使用后管线内壁结垢厚度3cm，由于内径变小，该管线管线摩阻增加，根据下表：
钢管的单位长度摩阻的取值
管线内径（mm）
50
63
75
90
110
125
160
200
225
240
300
单位长度
摩阻S
（S2/m6）
12639.8
3684.2
1455.45
550.98
189.1
95.67
25.67
7.81
4.17
2.38
0.69
管线摩阻由0.69增加到2.38，通过管道摩阻也流量、流速的计算公式：
流量Q=[H/S]0.5 管道流速V=4Q/(πd2)
可以计算等出，使用后由于结垢原因造成管线的流量、流速是新建管线的70%左右。
2.3.2定期清官可以有效降低管线腐蚀速率，保证管线安全生产。
根据统计，管线发生泄漏事故的原因中，由于外力损伤或其他原因造成占总数的20%左右，而由于管壁腐蚀造成管壁强度降低发生泄露的占总数的80%左右。管线内的结垢、结蜡等情况也会造成管线内腐蚀点的腐蚀速度增加，造成点腐蚀穿孔的几率加大，严重影响到管线的安全生产。
2.3.3对管线存在缺陷的预判。
定期清管过程中，使用带测径板的清管器，通过测径板直径的变化，可以反映出管线是否存在的较大变形等缺陷，从而管线的安全生产水平进行预判，对下一步管线管理提供有效的参考依据。
通过以上三点可以看出，定期对管线进行清管，保证管线内壁清洁度，对于提高管线生产水平，保证管线安全生产具有重要的意义。
2.4可以掌握海底管线的生产状况，对可能造成海底管道失效的威胁因素作风险评价
目前，造成管道失效的风险因素主要分为3大项9类，包括：

通过现有的对海底石油管线检测研究资料显示，造成海底管道失效的主要因素是内腐蚀、应力腐蚀开裂、第三方（机械）破坏和气候因素。在对海底管线已发生的断裂或泄露事故的分析发现，引起断裂或泄露的主要原因是：
Ø 管线悬空，在波浪的长期作用下底座被掏空，产生变形，而后发生应力腐蚀断裂；
Ø 管线被锚拉伤产生局部变形，而后发生断裂或泄露。
通过海底管道内部检测及分析，可以准确掌握目前海底管线的生产状况，评价系统完整性，为管线的维护或更换提供依据。具体包括：
1）管线输送介质而产生的内部腐蚀及磨损状况；
2）长期的内交变压力下产生的内部裂纹；
3）管线悬空而产生的整体弯曲；管线登平台或登陆处产生的整体变形；
4）第三方（机械）破坏而产生的缺陷；
5）气候原因及地质运动而造成的整体变形；
6）对管线进行完整性评价及管理。在对上述检测结果进行分析基础上，通过数值模拟和转换，可以将管线的所有形态和缺陷进行模拟，实现管线全程的形态显示，并可以将此结果与上次检测结果进行对比分析，提出管线完整性管理建议；
7）可以准确地预测管线的剩余寿命，并对超过设计寿命的管线进行延寿评估；
8) 可以优化管线设计，提高管线本质化安全水平和成本控制水平。
3、检测依据
1. 《海洋石油安全生产规定》（2006年颁布）；
2. 《海底管道系统》（SY/T 10037-2010）；
3. 《滩海管道系统技术规范》（SY/T0305-96）；
4. 《钢制管道管体腐蚀损伤评价方法》（SY/T 6151-2009）；
5. 《钢质管道内检测技术规范》（SY/T 6597-2004）；
6. 《油田集输管道施工及验收规范》（SY/T 0422-2010）；
7. 《海底管道系统规范》 (SY/T 4804-92)；
8. 《浅（滩）海钢质固定平台安全规则》（SY 5747-2008）；
9. 《石油工业动火作业安全规程》（SY/T5858-2004）；
10. 《原油管道运行规程》（SY/T 5536-2004）；
11. 操作双方制定并签字的《检测方案》 ；
12. 《海底管线路由复勘技术要求》（2011）；
13. 《海底管道系统规范》（SY/T 10037-2010）；
14. 《全球定位系统（GPS）测量规范》（GB/T18314-2009）。

4、项目准备
为了更好的完成每个检测项目，我们都严格按照如下工作流程进行，保证项目运行的可靠性和安全性。

项目开始前，我们会成立专门的项目组，对每一个岗位配备相关的技术人员，明确各个岗位的工作职责，保证项目工作的顺利开展。
以下是项目组织机构图：

项目开始前，我们会进行详细的风险分析，对各种可能出现的风险制定相应的应急预案和方案，包括：
人员操作风险应急预案，对进入操作区域的人员安全风险进行分析和制定应急预案；
卡球风险应急预案，分析清管、检测中存在的卡球风险，制定合理的方案和应急预案，最大限度的避免卡球现象发生；
现场操作应急预案，对人员现场操作风险进行分析，制定应急预案，防止因操作导致的事故发生；
设备管理应急预案，对现场施工设备、设施管理进行规范，制定因设备问题的应急预案，避免影响项目的顺利进行。

工作范围
海检中心工作范围
Ø 根据现场调研结果制定内检测方案；
Ø 提供变形、漏磁检测工具；
Ø 现场实施检测，包括变形检测和漏磁腐蚀检测；
Ø 提交完整的内检测报告，管线测绘报告；
Ø 提供原始数据及读取数据的软件。
客户工作范围
Ø 提供合适的压力和流量，按海检中心要求的速度推动检测工具；
Ø 操作发球和收球装置及阀门；
Ø 提供站场用于存放及调试内检测工具的车间；
Ø 根据检测要求，对收、发球球装置及流程进行改造。

5、管线情况调查
在每次项目开始之前，我们必须进行管线实际情况调查，内容包括管线类型、管线材质、管线两端流程情况、是否具备收发球装置、弯头情况等。
5.1管线基本运行参数
管线类型

投产时间

设计寿命

管线材质

管线长度
20km
内径规格
φ350mm×13mm
最小弯曲半径

收发球装置

管线有无变径

输送介质
油气水混合物
最大工作温度

管线回压

流量（液量）

流量（油量）

含水

气量

H2S含量（ppm）

是否清过管（清管间隔）

5.2流程要求
进行清管、管线检测前，管线两端必须拥有收发球装置，并且收发球流程必须满足检测的要求，如果不能满足，需要进行流程改造。被检管线的弯头、闸门、三通等配件也必须满足检测要求，如果不能满足，需要更换。

5.2.1收发球流程要求

φ350mm管线收、发球装置最小尺寸要求：

装置
A
B
C
D
E
F
发球
2.1m
0.6m
0.6m
356mm
1.2m
2.7m
收球
2.1m
2.1m
0.6m
356mm
1.2m
2.7m

5.2.2弯头、闸门、三通
弯头：检测设备都可以通过最小曲率半径为1.5D的弯头。为了提高检测设备的通过性和可靠性，建议弯头尽可能更换为2D或以上弯头。
闸门：被检管线沿途必须是闸阀或球阀，并且必须保证检测时闸门能完全开启，保证检测设备顺利通过。
三通：等径三通位置需要加装档条，档条数量根据管线尺寸而定。

8、清管
在进行管线内检测之前，为了能够保证检测器的顺利通过和检测数据的完整性、准确性，必须要对管线进行清管，清除管线内壁附着的的污垢、蜡、金属杂质等，保证管线的清洁度达到检测要求。
管线清洁度标准：
运行变形工具和漏磁腐蚀检测器前，必须达到所要求的以下管道清洗标准，如果按计划进行的机械清管仍不能满足，将使用化学清管：
Ø 清管器不能清出大于20毫米的固体杂质；
Ø 积聚在清管器上的蜡碎片或者粘性碎片少于1升；
Ø 最后两个清管器清除的总碎片少于5升（或少于5公斤）；

9、管道几何检测
清管完成后，对清管结果进行分析，达到进行几何、漏磁检测要求后，可以开始进行变形检测。
设备选择：
φ350mm管线变形检测工具配件一套。
9.1几何检测器介绍
9.1.1 DEF高分辨率变形检测工具优点：
Ø 25 mm环向传感器间距；
Ø 传感器直接接触管壁；
Ø 采用和MFL工具相同的电子器件和软件；
Ø 所有工具都能通过有25% 外径限制的1.5d 弯头；
Ø 可证明的市场上最精确的变形检测工具；
Ø 几近100%覆盖；
Ø 高灵敏度；
Ø 发现任何细小的变化 ；
Ø 某些腐蚀可以被检测到；
Ø 弯头、凹坑、褶皱的检测；
Ø 各种特征点（阀门、三通等）的检测。
9.1.2几何检测器基本参数

测量触手
长度
重量
标准运行时间
40
1.7m
79kg
52h

变形检测工具说明
变形检测传感器类型
轻质，直接接触管壁
样品采集频率
最多每秒750
缺陷检查及精度
见文件D1121（规范）
一般说明
数据存储
固态闪存
数据丢失补充
无
设备变送器
ELF 22Hz
惯性导航系统
固态惯性导航系统
操作压力范围
300~2000/每平方英寸（2.1~13.78MPa）
管线内部温度范围
14到131℉（-10到55℃）
设备最大移动速度
4.6米/秒
直管内最小通过口径
165mm(10”)/243mm(12”)
可通过的最小弯头半径
1.5D
最小弯头半径处得最小口径
181mm(10”)/273mm(12”)
两弯头间的距离
3D
缺陷检测工具
AGM 惯性导航系统和管线特性
里程轮分析
3.0mm
里程表数量
2
特征方位描述
弯头半径
±0.25D
弯头角度
±10°
最近的焊缝周长
±0.5%
环形
±10°
注释
1
高速运行可能会导致安全性降低
2
标准配置查询说明书
9.2几何检测器精度
凹坑
可信度为90%的缺陷深度
管线外径的1%
可信度为80%的缺陷深度
管线外径的±0.72%
可信度为80%的缺陷长度
±50mm
可信度为80%的缺陷宽度
±25mm
椭圆度
可信度为90%的缺陷深度
1%的管线外径
可信度为80%的缺陷深度
±1%的管线外径
膨胀度
可信度为90%的缺陷深度
0.5%的管线外径
可信度为80%的缺陷深度
±0.25%的管线外径
最大检测尺寸
3%的管线外径
腐蚀孔
可信度为80%的缺陷深度
±1%的管线外径
壁厚变化
管径范围
4”-8”
10”-22”
大于24”
可信度为90%的缺陷深度
0.9mm
1.6mm
3.2mm
9.3几何检测操作流程
见《附件二：操作流程》

9.4几何检测评估
几何检测工具运回陆上基地。现场工程师进行数据下载和数据初步分析，然后寄回数据中心进行分析。
现场运行结束后3日内,可以确定检测是否成功，检测数据量和数据的完整性。如果发现任何数据问题(降级或丢失等),将会立即告知甲方,供甲方选择接受或重运行。
10、漏磁检测
变形检测完成后，根据变形检测报告的分析，确定管线是否存在大的变形，能否满足漏磁检测器通过，如果能够满足条件，可以进行下一步漏磁检测。
设备选择：
φ350mm管线浮动式磁环漏磁检测工具一套。
10.1浮动式磁环漏磁腐蚀检测工具介绍

图：14寸漏磁检测器
10.1.1浮动式磁环漏磁腐蚀检测工具的优点：
1) 对管线运行影响较小；
2) 同型号中最短的漏磁检测器；
3) 拥有ID/OD探头，可区分内/外腐蚀；
4) 通过性好，能通过1.5D弯头，能通过最小直径25%缩径的直管；
5) 采用轻质材料，重量轻；
6) 磁化水平强，检测和量化更多的缺陷。
浮动式磁环特点一：不易损坏管壁

浮动式磁环 固定式钢刷磁环
浮动式磁环可一定程度上下浮动，故遇到缩径的情况下可以上下浮动，同时也可减小和管壁的摩擦，同时表面光滑，较传统的钢刷磁环而言，更不容易损坏柔性软管。
浮动式磁环特点二：良好的通过性

由于浮动磁环可一定程度上下浮动，使得其通过缩径管段或弯头时（如上图）的通过性更好，更不容易卡住。
浮动式磁环特点三：内壁外壁缺陷区分
拥有专利的IDOD 内壁/外壁涡流传感器技术；减少检测器节数和长度，提高了检测器的通过性。

10.1.2漏磁检测器基本参数
腐蚀探头
长度
重量
标准运行时间
120
1.9m
118kg
48h

浮动式磁环漏磁检测工具说明
检测传感器类型

内外缺陷识别传感器
涡磁传感器
样品采集频率
最多每秒750
磁场方向
纵向
最大壁厚
15.85mm
缺陷检查及精度

一般说明
数据存储
固态闪存
数据丢失补充
无
设备变送器
ELF 22Hz
惯性导航系统
固态惯性导航系统
操作压力范围
300~2000/每平方英寸（2.1~13.78MPa）
管线内部温度范围
14到131℉（-10到55℃）
设备最大移动速度
3.0米/秒（10”）/4.6米/秒(12”)
直管内最小通过口径
206mm（10”）/243 mm(12”)
可通过的最小弯头半径
1.5D
最小弯头半径处得最小口径
235mm（10”）/273mm(12”)
两弯头间的距离
无
缺陷检测工具
AGM 惯性导航系统和管线特性
里程轮精度
3.0mm
里程表数量
2
特征方位描述
弯头半径
±0.25D
弯头角度
±10°
最近的焊缝周长
±0.5%
环形
±10°

10.1.2.3漏磁检测精度

均匀腐蚀
腐蚀坑
轴向沟槽
环向沟槽
环形焊缝
可信度为90%的缺陷深度
0.10t

0.10t
0.15t
0.10t
0.15t
可信度为80%的缺陷深度
±0.10t
±0.10t
±0.15t
±0.10t
±0.15t
可信度为80%的缺陷长度
±20mm
±20mm
±20mm
±20mm
±20mm
可信度为80%的缺陷宽度
±20mm
±10mm
±10mm
±20mm
±10mm

检验内容
可信度＞90%
50%≤可信度≤90%
可信度＜50%
内、外部缺陷
√

污垢

√

凹坑
√

椭圆度

√
壁厚变化
√

褶皱
√

焊缝金属损失

√

环焊缝

√

单一腐蚀点
√

腐蚀组
√

外部腐蚀
√

内部金属损失
√

裂纹

√
焊缝

不完全焊透

√

环焊缝裂纹

√
环缝焊接
√

纵向焊缝裂纹

√
纵向焊缝

√
螺旋焊缝裂纹

√
螺旋形焊缝
√

内部裂纹

√
管道的特点

短和长半径弯头
√

皱纹>0.25英寸

√

套管修复
√

阀门、三通及法兰
√

制造缺陷

√

102检测前准备工作
若测径板没有大的损伤且测径板没有明显的变形或测径板评估结果不会造成对管道几何条件的担心，调集几何检测工具和漏磁检测工具到场。若几何运行与漏磁运行时间相差2-3天，则无需在几何检测和漏磁检测之间运行额外的清管器；
Ø 现场工程师按时将漏磁检测器调试好，并将其从工作间运往发球站。（漏磁检测器的调试见《附件：漏磁检测器的准备和检验调试表》）
Ø 在实施漏磁检测前，对收发球装置和全线的阀门、压力表、过球指示器等设备进行彻底检查，并确保其完好。漏磁检测期间沿线阀门必须处于全开状态。
Ø 在实施漏磁检测前，落实管道保驾队伍，并参照应急预案做好相关准备。
10.3漏磁检测操作流程
见《附件二：操作流程》
10.4漏磁检测结果评估
检测运行结束后3日内，乙方现场工程师给出现场初步报告，告知检测数据量和数据的完整性。在现场数据分析后，如果发现任何数据问题(降级或丢失等),将会立即告知甲方,供甲方选择接受或重运行。
11、检测报告
11.1检测报告种类:
11.1.1日报告
日报将阐述在过去24小时内的工作内容，以及未来24小时的计划。报告内容还将包括和进度表相对应的进程、现场遇到的问题以及安全环保事宜。
11.1.2现场报告
内检测阶段的现场报告将在检测工作完成后一天之内提交给客户。报告将阐述此次检测成功与否以及数据的质量和完整性。现场工程师将运行我们的Pigtrap软件进行数据流量来检查焊缝以及腐蚀。严重的腐蚀将在现场报告中说明。
11.1.3初步报告
初步报告主要涵盖管道上显著的变形和最深的腐蚀点。具体来说就是列出10个最 严重的缺陷，其缺陷深度超过80%管道壁厚，以有可能造成管道压力低于最大操 作压力的腐蚀点。
11.1.4最终报告
将提供给业主一整套完整的管道检测综合数据，提交时间为45天之内。如果管道缺陷过多，导致需要更多的时间进行数据分析，我们会提前通知业主。最终报告包括：变形检测报告和漏磁腐蚀检测报告。
变形检测最终报告
变形检测最终报告提供如下内容：
Ø 项目实施总结；
Ø 变形总结报告；
Ø 凹坑-开挖单；
Ø 管道信息总结报告；
Ø 凹坑深度对应里程图表；
Ø 凹坑始终位置及对应里程图表；
Ø 工具速度及对应的里程图表；
Ø 管道特征点位置报告（如阀门三通）；
Ø 壁厚列表；
Ø 管道焊缝及检测到的所有特征列表；
Ø 凹坑总数量；
Ø 椭圆度总数量；
Ø 凹坑深度2~6%内径的总数量；
Ø 凹坑深度≥6%内径的总数量；
Ø 椭圆度总数量；
Ø 时钟位置*管道总长上的所有凹坑图表；
Ø 时钟位置*管道总长上的所有椭圆度图表；
Ø 其他报告可在双方协商的基础上进行提供。
漏磁检测最终报告
漏磁检测最终报告提供如下内容：
Ø 现场执行总结；
Ø 腐蚀总结报告并附有在安全运行压力基础的缺陷评估及分类；
Ø 开挖报告；
Ø 管道总结报告；
Ø 工具运行数据；
Ø 管道缺陷清单；
Ø 总结及统计数字；
Ø 特征完整评估单；
Ø 缺陷评估方法；
Ø 总结及腐蚀检测工具的统计报告包括：
§ 缺陷总数；
§ 内部缺陷部位总数；
§ 外部缺陷部位总数；
§ 普通缺陷总数；
§ 坑蚀总数；
§ 轴向及轴向沟槽总数；
§ 深度介于 10~20%壁厚的缺陷总数；
§ 深度介于 20~30%壁厚的缺陷总数；
§ 深度介于 30~40%壁厚的缺陷总数；
§ 深度介于 40~50%壁厚的缺陷总数；
§ 深度介于 50~60%壁厚的缺陷总数；
§ 深度介于 60~70%壁厚的缺陷总数；
§ 深度介于 70~80%壁厚的缺陷总数；
§ 深度介于 80~90%壁厚的缺陷总数；
§ 深度介于 90~100%壁厚的缺陷总数；
Ø 如下缺陷将根据管道总长提供图表:
o 每500米以内缺陷深度< 0.4t 的总数；
o 每500米以内缺陷深0.4t - < 0.6t的总数；
o 每500米以内缺陷深度0.6t - < 80t的总数；
o 每500米以内缺陷深度≥ 0.8t的总数；
o 每500米以内ERF 0.8 - <1.0；
o 每500米以内缺陷深度≥ 1.0的总数；
注：t为管线壁厚
Ø 报告图表涵盖如下数据:
o 基于ERF=1曲线进行分析的缺陷长度、腐蚀深度；
o 时钟位置* 管道全长上所有缺陷的图表；
o 时钟位置* 管道全长上所有内部缺陷的图表；
o 时钟位置* 管道全长上所有外缺陷的图表；
o 时钟位置* 管道全长上焊缝附近处关联缺陷点的图表；
管道完整性评估报告
包括剩余寿命、剩余强度、修复建议、再检测周期等。
应用管道内检测所获得的数据，可以对各类缺陷进行分析，可以对缺陷的腐蚀率、增长率进行计算，从而对管道的剩余寿命进行评估预测。而该评估一般从管道内表面及管道外表面着手，对于干性气体，我们将重点对临界倾角部位等进行计算，而腐蚀计算率通常应用CO2+水的腐蚀率来进行计算。
11.2报告时间
目标：
Ø 尽快提供客户想要的数据；
Ø 现场报告：现场修改数据质量，需要立即可虑的问题及时提供，在15天内；
Ø 初步报告：15天内；
Ø 最终报告：30-45 天；
11.3报告讲解
安排一名专业的工程师到甲方讲解管线检测报告， 报告讲解包括如下内容：
Ø 概述管道的运行情况；
Ø 详细的评论报告中包含的缺陷列表；
Ø 讨论管道异常，便于甲方了解金属外接物、凹陷和环焊缝；
Ø 异常等特征；
Ø 回答客户可能提出的问题；
这是一种弹性模式，可以根据甲方的需求做出相应的调整。
11.4报告形式
现场数据： CD/DVD 提供原始工具数据
初步报告： EMAIL发送PDF格式文件
最终报告： 印刷装订成册包括电子资料
- Pigtrap© 管理软件
- 微软Access数据格式含数据分析
- 根据客户需求定制电子数据表
- 其他所有相关的电子文档
管道完整性报告：电子文档格式
12、质量目标及保证措施
12.1质量方针
严细求实、科学公正、信守合同、顾客满意。
为保证所有人员都能对质量方针理解一致，特对质量方针的涵义作如下说明：
严细求实是指检测检验过程中，认真执行检测技术规范、标准，准确报告检测检验结果。
科学公正是指采用先进的检测设备、规范的检测方法，排除任何干扰，不迎合任何方，独立进行检测检验活动并提供检测检验报告。
信守合同是与顾客签定的合同或协议，均认真履行。
顾客满意是指为顾客提供的检测检验服务质量，能满足顾客的期望和需要。
12.2质量目标
缺陷检出率95%以上。
12.3质量保证措施
1) 质量保证体系

海底管道项目组组织机构图
2) 积极开展全面质量管理活动，强调全员质量意识，做到人人心中有质量。
3) 实行技术交底制度，每道工序开始前，技术负责人要出具书面的技术交底，并应有接收人的签字，做到对工序人人心中有数，知道如何干。
4) 严格执行以工序管理为主的管理体制办法，坚持行之有效的“三按三工序”、“三检”等制度。（“三按”即：按图纸、按标准、按规范施工；“三工序”即保持上道工序，保证本工序，服务下工序；“三检”即自检、互检、专检相结石合。）
5) 全面开展事前、事中、事后质量控制，以事前控制为和重点，事中控制为核心，事后控制为保障。
6) 严把材料采购关。材料进入现场，必须由质员检查合格后才能入场，严禁不合格材料，以次充好的材料进入现场。
7) 严格资料管理，材料入场必须有出厂合格证及检查报告，原材料入场后，要做试验，试验合格后方能使用。做好工程工序验收，隐蔽工程验收等质保资料，并同步做好各项管理资料，工程竣工后，资料必须齐全。
8) 服从甲方管理，作品要让用户满意。
9) 施工管理人员必须在现场，发现质量隐患及时提出，及时整改。
10) 现场所有施工人员要服从命令，听从指挥，严格按操作规章进行操作。
11) 技术服务过程中，现场的施工人员应遵守施工现场的安全环保规定，配合施工单位做好监督和检查工作。
12) 各种施工设备要认真检查，做到完好无故障，保证施工按国家有关规定续进行；容器、管线要彻底清洗干净。
13) 施工中各种材料不得随处排放，不得污染环境。
14) 作业配料、清洗、检查等各部门听从统一指挥，协同工作，确保安全施工。
15) 人员要穿戴劳动保护用品，严防蛮干，违章操作，远离高压管区。
16) 工作区内使用的电线、电器设放了按规定架接安装，严禁使用不合格电缆电线。
17) 施工单位严格按设计施工，如出现意外，应立即组织应急处理， 同时向上级领导或主管单位汇报（应提前准备好应急预案1—2个）。
18) 施工过程中，严密观察管线是否有漏气现象，及时采用相应措施。

12.4 HSE措施
1) 海上施工前，项目经理组织参与施工的相关人员进行管线预切割、封堵演练。演练地点可选择在桩西前线生活点进行。
2) 驳船上放置配备8Kg干粉灭火器4支、手推式干粉灭火器2台。灭火器均设专人负责。
3) 动火施工前及动火施工过程中，专职安全工作人员使用可燃气体检测仪对可燃气体全过程跟踪检测。可燃气体浓度低于爆炸下限的25%方可施工。
4) 参与施工的单位安全负责人、业主安全主管部门及相关安全监督部门进行施工现场安全管理、监督；
5) 参加本项目的全体施工人员都必须进行安全教育，对海上救护、救生、消防进行短期培训，增强安全意识；
6) 海上施工必须劳保穿戴齐全，并根据作业要求穿防鲨服、救生衣，在船边作业必须系安全带；
7) 参与施工人员遵守本岗位安全操作规程；
8) 乙炔、氧气要分开存放，并绑扎牢固；
9) 所有吊具、索具要经过计算使用，其安全系数一般不小于2.0倍，施工前要对这些工具进行检查，存在安全隐患的工具不得使用；
10) 在海上作业期间，陆地设气象服务人员随时向项目经理通报气象变化情况
11) 海上作业期间，在陆地岸边24小时有人、车值班；
12) 出海作业人员不得饮酒；
12.5安全应急处理
1) 当海上施工作业遇险及发生火灾等紧急情况时，必须听从项目经理指挥，步调一致；
2) 由项目经理根据不同情况下达抢修、抢救命令；
3) 由项目经理下达发出救生求救讯号命令；
4) 由项目经理下达弃管命令，操作人员快速撤离；
5) 遇险人员必须听从命令，有条不紊登上救生船只，离开遇险船只及海域；
6) 上下船必须清点人数，所有人员必须有自救意识，提高救生能力。
12.6文明施工保证措施
1) 在施工现场进出口设置标志，夜晚要有照明；
2) 施工现场避免非施工人员进出；
3) 施工现场管理人员和作业人员要佩带企业统一制作的工作卡和工作服；
4) 施工现场；
5) 施工设备、材料、构件和料具要按施工需要按划定的区域堆放，堆放整齐，要挂定型化的标牌，废料要有固定存放地点，分类堆放并及时清理；
6) 施工现场制定消防措施，建设消防领导小组，分清职责。配备充足的灭火器材和经过培训的消防人员；
7) 在施工现场动火，向主管单位申请并审批，动火时要求动火监护；
8) 施工现场禁止吸烟；
9) 应随时保持施工现场的整洁，废料、垃圾放入堆放地点及时外运。
12.7环境保护
环境保护是我国的一项基本国策，为了坚持“以人为本，预防为主，防治结合”的原则，实现管理局技安环保处有关HSE的规定目标，现制定以下施工现场环保措施。
1) 工程使用的材料，必须全部是环保材料，符合国家的有关规定，且有环保认证；
2) 保持施工现场的清洁，不准乱扔废物，建筑废料及垃圾集中堆放，及时清运；
3) 在工作中或工作台，不能留有任何能产生危险有废料；
4) 采取措施，防止场地周围海水源被污染。
13、应急预案
为了贯彻“安全第一”的思想，在本次检测中，特制定下述安全防范措施。
1) 操作人员在操作设备时，要严格按照操作规程进行操作。
2) 排污时排污池周围100米内(顺风向150米)要消除火源(包括TEG)，并设立警戒线，人员与设备要远离排污池。
3) 收发球及排污时消防设备要做好一切准备，严防事故发生。
4) 检测作业时，非工作人员不得进入作业现场。
5) 如在雨后作业则现场施工人员需带手套。
6) 各小组人员要各司其职，忠于职守，不得越权指挥。
7) 作业人员不得穿化纤服装和带铁钉鞋，防止静电和鞋底火花造成的事故。
8) 安全人员有权制止任何人员违章操作。
9) 设备启动、TEG点火，必须确定周围无可介质体存在后才可操作。
10) 操作人员负责测量现场可燃其他是否超标，如果超标应立即通知现场作业人员。
11) 严格执行管道输气生产的安全操作规程。
12) 设置专职安全监督员，检查各项安全措施的执行情况。