1 某海底管道概况

某海底管道将原油码头卸下来的中、轻质原油输往公司油库区。该海底管道于2008年建成服役，采用单层管结构，材质为API 5L X60，管径φ711mm，壁厚17.5mm。管道设计压力1.5MPa，运行压力0.55MPa，操作温度最高31.2℃，最低7.2℃，设计寿命35年。管道全长约13.1km，其中海底部分12.7km。管道外防腐采用3层PE防腐，阴极保护采用牺牲阳极法。最大水深38.5m，埋设深度1.5m。该海底管道自投用后一直处于服役状态。

2 初次发证检验关键质量控制点

发证检验是一项法定检验，是海洋石油生产设施发证检验机构根据主管机关颁布、指定或认可的安全规则对包括海底管道在内的海洋石油生产设施实施旨在保证其安全生产技术条件的检验工作，并出具符合证书的活动。发证检验包括建造检验、年度检验和定期检验、临时检验，以及未取得符合证书的在役设施的初次检验。2021年，对该海底管道进行初次发证检验。

根据文献[1]等标准规范，并结合该海底管道的实际运行情况，确定了7项海底管道初次发证检验的关键质量控制点。

（1）原设计前提是否改变。主要核对海底管道的环境载荷、变形、冲刷变化情况；

（2）运行参数是否改变。主要核对海底管的运行压力或温度、介质或介质流向、介质的腐蚀性变化情况；

（3）品质退化超出原设计的假设是否改变。主要核对内外腐蚀速率，能够导致疲劳的动力响应，其可由于缺乏支撑引起等原因引起；

（4）设计寿命的延长情况。主要核对管道的设计寿命；

（5）已发现的损伤情况，主要核对海底管道的凹陷、管道保护的损伤、焊接缺陷、与腐蚀有关的缺陷、阳极损伤情况等；

（6）海底管道建造过程有无异常情况。主要分析采取的管道安全保护措施的可靠性和有效性。

（7）管道的应急保护情况。主要核对管道的监测系统和紧急切断系统的设置与运行情况。

3关键质量控制点的实施

3.1 核对管道设计前提

核对了该管道设计文件的水文条件，包括潮汐、波浪、设计海流、土壤参数及海底状况等。根据海底管道年度检验工程扫测技术报告显示，海管区域的水深成果与2020年调查资料对比，海底管线周围水深变化不大，测区范围内水深变化0m~2m，其中KP10.8km处潮汐通道因水流速度较快存在冲刷和回淤，水深变化约在1m左右。原设计前提未发生改变。

3.2 核对管道运行参数

现场检查中控显示海底管道的介质温度在21.4℃~27.4℃，未超过原设计的最高和最低操作温度。输油作业时压力1.0MPa，未超过其设计压力。原油输送量2400m³/h，密度0.835~0.865t/m³，输送介质未发生明显变化。管道运行参数均在原设计参数范围内。

3.3 核对管道品质退化情况

调查的海底管道长度为10890m，埋藏长度为10890m，占海管调查总长度的100％。因占用调查海域无法调查段，结合历史资料，根据该海域范围内水深地形及地层变化趋势估计，海底受潮流冲刷作用力影响较小，海底地形整体趋于稳定。

由此可以判断，海底管道无悬空、裸露等不利情况，受力状态较好，未发现对腐蚀有明显影响的因素。

分析管道稳定性，管道基本都处于埋藏状态，未发现裸露和悬空情况。海底管道不受海洋水动力影响，同时管道介质和运行参数未发生明显改变，管道运行条件与原设计条件无明显变化，可以判断管道的稳定性没有明显变化。

3.4 核对管道设计寿命情况

该海底管道建成服役距初次检验时间，运行年限为14年，在设计寿命范围内。

3.5 核对已发现的损伤情况

根据管道内检测漏磁附件报告显示，海底管道管段上存在金属损失特征1318处，其中内部金属损失1126处，外部金属损失192处，以内部金属损失为主。最严重的金属损失深度为标称壁厚的29%，位于检测里程10899.425m处，为内部金属损失。

在发现1318个腐蚀点中，10%以下金属腐蚀损失特征236个，10%~20%的1061个，20%~30%的21个。整个检测过程中，未见金属腐蚀点出现压力降低现象。

本次检查最深的外部金属损失（特征编号A-1349）深度为标称壁厚的23%，位于检测里程13062m处。最深的内部金属损失（特征编号A-908）深度为标称壁厚的29%，位于检测里程10899m处。依据ASME B31G标准，本次检测结果中最大的ERF值为0.0628，是由特征编号A-317计算得出，位于检测里程1026.423m处，为外部金属损失。金属损失整体分布较均匀，金属损失深度主要在标称壁厚的5%~29%范围内。金属损失主要类型是坑状金属损失，金属损失ERF值主要集中在0.06左右。

严重的金属损失是管道安全运行的重大隐患。为确定上述金属损失情况能否接受，根据相关规范要求，对海底管道的金属损失情况进行了分析校核。

一是管道腐蚀情况整体评价。根据文献[2]，按管体金属损失最大值对海底管道整体损伤进行了评价，评价结果如下：管体腐蚀损伤类别为3类。海底管道腐蚀程度不严重，能够维持正常运行，但应监测使用。

二是管道壁厚校核。根据文献[1]：“独立于极限状态要求的、高安全等级的、位置分类为2类的管道最小壁厚为12mm，除非采用其他的措施提供同等保护以防偶然荷载、外部荷载的破坏和过度腐蚀。对直径小于219mm的，最小壁厚可以更小，但应根据包括以上考虑进行确定。”根据管道内检测结论，管道金属损失最大处的壁厚值是17.5mm×（1-29%）=12.425mm，能够满足要求。

4 结论及建议措施

通过关键质量控制点的实施，能够确认该海底管道符合相关法规、标准、规范的要求，达到了应有的安全生产技术条件。

但随着管道服役年限的增长，管道的腐蚀情况会更加严重，所处的环境也可能发生超出原设计的变化。由此提出以下建议。

（1）当管道的状态达到规范要求的临界状态时，应组织对海底管道进行安全评估采取降低管道运行压力或更换不达标管段等措施来保障管道安全运行。

（2）开展管道进行完整性管理研究，系统评估管道存在的安全隐患和管理问题，采取有效的措施，保障管道在设计寿命内安全运行。

（3）定期对管道管体腐蚀损伤情况进行检测，发现管体腐蚀损伤增大时及时采取安全措施。

（4）当管道周边区域受到风暴潮、台风等恶劣天气影响后，应及时组织海洋环境调查，发现对海底管道安全不利的情况及时采取安全措施。

[参考文献]

[1] 海洋石油工程股份有限公司.SY/T10037-2018 海底管道系统.

[2] 中国石油天然气股份有限公司管道分公司.SY/T 6151-2009 钢质管道管体腐蚀损伤评价方法.