长输管道的检测

ROSEN对中国石***油田**项目技术规格要求的详细说明目录1.ROSEN资质证明 (3)2.管道检测环境及数据说明 (6)2.1ROSEN对高含酸气田的管道检测 (7)2.2针对**管道规格的说明 (7)3.智能检测的主要任务 (8)3.1ROSEN对碳钢管道的检测建议 (8)3.2ROSEN对镍基复合管的检测建议 (8)3.3ROSEN可提供的检测内容列表 (8)4.ROSEN检测设备介绍 (10)4.1ROSEN预检测清管及测量技术[1ST AND 2ND R UNNING] (10)4.2ROSEN几何变形检测(EGP) (10)4.3ROSEN金属损失检测(CDP) (10)4.4ROSEN轴向裂纹检测(AFD) (11)5现场检测时间和动力 (11)5.1第一遍检测 (11)5.2第二遍检测 (12)5.3ROSEN对将来检测的建议 (12)6ROSEN检测精度 (13)6.1ROSEN几何检测精度 (13)6.2ROSEN定位精度 (13)6.3ROSEN金属损失检测精度 (13)7客户要求的资料提交 (15)7.1ROSEN投标文件的提交 (16)7.2ROSEN的书面报告 (18)8ROSEN数据分析软件ROSOFT (18)8.1ROSOF数据分析软件介绍 (18)8.2**客户的软件培训计划 (19)9检测成果交付及验收 (19)10中石化的附加要求 (20)10.1ROSEN人员的资质和经验 (20)10.2ROSEN管道检测服务的商业条款 (20)10.3ROSEN报价 (21)本部分文件（第二部分）将针对前一部分（第一部分）ROSEN对中国石***油田分公司**项目技术规范要求提供更进一步的详细技术信息。

1. ROSEN资质证明ROSEN远东（前H.Rosen工程股份有限公司）自1995年起已经获得EN ISO 9001:2000 / EN ISO14001:2004 / OHSAS 18001:1999等多项资质证明。

简述石油天然气长输管道的泄漏原因及检测方法摘要：随着近年来我国油气行业的稳定发展，管道运输也成为了石油天然气的主要运输方式，油气管道建设规模是当前国家经济发展的重要标志。

基于油气输送管道建设长度的增加，运行使用年限的不断延长，管道泄漏的发生概率也将逐渐提升，因此作为一项关系到群众生产生活的重要工作，管道安全性问题也是当前社会广泛关注的重点问题。

为进一步减少和控制管道泄漏风险，我们更应该加强对针对性技术的研究，在发现问题的同时有效解决问题。

关键词：石油天然气；长输管道；泄露原因；检测方法在群众生活水平全面提升背景下，人们对石油天然气的需求量也在不断增加，衍生了各种石油天然气长输管道工程。

在管道运行环节中，经常会出现各种泄露事故和问题，这不仅会对生产建设带来显著影响，同时还会严重威胁群众生活的安全性。

因此在石油天然气长输管道运行中，更需要及时将泄漏点进行检测，从而及时发现并解决问题。

针对这种情况，本文就将对石油天然气长输管道的泄露原因作为研究基础，进一步进行对检测方法的探究，希望对这一行业的长远运行和发展提供更有效的帮助和指导作用。

1石油天然气管道泄漏的主要原因1.1管道质量问题管道材料、施工质量和焊接技术是对管道质量产生影响的关键性因素，也是造成管道破损泄漏的主要因素。

目前管道质量出现不合格的问题主要集中在两个方面：管道材料不合格，一些施工企业并没有对管道质量问题引起关注，甚至在施工过程中使用质量不佳的材料，这些质量欠佳的材料混入工程中必然会对工程质量整体提升产生负面影响。

此外，一些施工单位自身管理机制存在不严谨的情况，一线施工人员专业技术水平无法满足实际工作标准，致使管道焊接质量低下，甚至存在暴力施工问题，这必然会对油气管道工程运行和发展带来严重的安全隐患。

1.2管道腐蚀石油天然气长输管道泄漏的主要原因之一是管道腐蚀，这一因素占据着管道事故的一半左右。

对管道腐蚀造成影响的原因分为两个，首先石油天然气长输管道输送的介质品种不能满足基本施工要求，其中杂质成分较多，在运行环节中受到氧化作用的影响，必然会对管道内部产生腐蚀。

长输管道安装监督检验中对焊接质量的控制要点长输管道作为连接石油、天然气等资源开采和运输的重要工程，其设计、建设和监督检验都需要高度重视，因为一旦发生事故，不仅会造成严重的经济损失，更会带来环境污染、人员伤亡等不可估量的损失。

焊接是长输管道施工过程中重要的一环，焊接质量的好坏直接影响着管道的使用寿命和安全稳定性，因此焊接检验尤为关键。

控制焊接质量应从以下几个方面进行：一、焊接前的准备工作焊接前的准备工作是保证焊接质量的基础。

在对钢管边缘进行处理时，应确保表面洁净、光滑，不得有任何油脂、水分等杂质，以避免影响焊缝成型和质量。

对于焊接前的环境也需要做好准备，包括确保焊接仓内的空气流通、遮挡阳光直射等。

二、焊接过程的监督在焊接过程中，应有专人进行现场监督，对焊接质量进行控制。

监督人员应具备一定的专业知识和技能，能够及时发现、处理焊接过程中出现的问题，并对焊接质量进行检查。

监督人员还需要监督焊接机器的使用情况，确保其工作稳定，以及操作者的操作技能。

三、焊接后的检验焊接完成后，应对焊缝进行全面的检查和评估。

包括焊缝表面的质量、孔隙、气孔、裂纹等问题。

对于敏感部位如管接口、弯头等位置的焊缝应另外加强检查，确定质量符合要求才能进行收尾工作。

四、焊接材料的选择对于焊接材料的选择，应根据管道的技术标准和设计要求进行选择。

要保证焊接材料的质量符合要求，能够满足管道的使用寿命和安全性需求。

同时，需要注意焊接材料的保存环境，防止受潮、腐蚀等现象。

焊接电极在存放时应采用密封防潮的方式。

总的来说，长输管道安装监督检验中对焊接质量的控制应该是全程、全方位、全过程的。

要注重培训并提高质量监督人员的专业技能，并严格遵循管道施工的相关标准和规范要求，以确保管道能够安全运输，为我们的经济和生活带来更多的利益。

五、焊接工艺和参数的控制控制焊接质量不仅要对焊接过程进行全方位监控，还要注意焊接工艺和参数的控制。

在选择焊接工艺和参数时，应根据管道材料的特性和使用要求进行选择。

隧道内长输供热管道重点部位壁厚测量一、检测方法与工具1、检测方法：采用超声波测厚仪对直埋保温管壁厚进行检测。

该方法具有非接触、高精度、快速检测的特点，可准确反映管道壁厚的实际情况。

2、检测工具：选用专业超声波测厚仪，确保测量精度符合国家标准要求。

同时，配备必要的辅助工具，如脚手架、安全带等，以便在隧道内安全有效地开展检测工作。

二、检测点位布置1、根据隧道内直埋保温管段的长度、弯头、分支等情况，合理布置检测点位。

在管道直线段，每隔一定距离设置一个检测点；在管道弯头、分支等关键节点处，应增加检测点位。

2、检测点位应确保可覆盖管道全貌，以便全面了解管道壁厚的分布情况。

三、操作流程与安全措施1、操作流程（1）检查超声波测厚仪的工作状态，确保其处于正常状态。

（2）在隧道内设置好脚手架和安全带等辅助工具。

（3）按照检测点位布置图，逐一进行壁厚测量。

（4）记录每个检测点的测量数据，并核对数据的准确性。

2、安全措施（1）严格遵守隧道内安全作业规程，确保检测人员的人身安全。

（2）在检测过程中，应注意防止超声波测厚仪对周围设备造成干扰。

（3）对于隧道内可能存在的有害气体、粉尘等环境因素，应采取相应的防护措施。

四、数据记录与分析1、数据记录：详细记录每个检测点的测量数据，包括点位编号、测量值、测量时间等信息，并建立数据库进行保存。

2、数据分析：利用统计学方法对测量数据进行分析，得出管道壁厚的平均值、最大值、最小值等指标，以及可能存在的异常点。

通过对比历史数据和标准值，判断管道壁厚的变化趋势和潜在问题。

五、结果评估与报告1、结果评估：根据数据分析结果，对隧道内直埋保温管的壁厚状况进行评估。

重点关注异常点及其可能带来的安全隐患，并提出相应的处理建议。

2、报告编写：编写详细的检测报告，包括检测目的、范围、方法、结果评估及建议等内容。

报告应简洁明了，重点突出，便于相关人员理解和应用。

六、后期维护与监控1、定期检查：定期对隧道内直埋保温管进行壁厚检测，跟踪管道壁厚的变化情况，及时发现并处理问题。

长输油气管道漏磁内检测技术摘要：近年来，长输油气管道漏磁内检测问题得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。

本文首先对相关内容做了概述，分析了管道检测技术的分类以及管道焊缝的识别，并结合相关实践经验，分别从多个角度与方面就长输油气管道漏磁内检测技术应用问题展开了研究，阐述了个人对此的几点看法与认识，望有助于相关工作的实践。

关键词：长输油气管道；漏磁；内检测；技术1前言作为一项实际要求较高的实践性工作，长输油气管道漏磁内检测的特殊性不言而喻。

该项课题的研究，将会更好地提升对长输油气管道漏磁内检测技术的分析与掌控力度，从而通过合理化的措施与途径，进一步优化该项工作的最终整体效果。

2管道检测技术的分类管道外检测技术是对管道进行挖坑检测，其目的是检测管体的腐蚀缺陷。

常用的外管道检测技术有标准管/地电位检测、密间距电位检测以及直流电位梯度检测等。

管道内检测技术主要用于管道内部的腐蚀检测和焊缝裂纹检测等。

目前内检测技术有很多，其中包括漏磁检测、超声波检测、射线检测、涡流检测和红外热成像检测等技术。

每种检测方法在内检测上都有自身的优点与不足，其中漏磁检测对检测的环境要求不高，是一种在线检测能力强并且自动化水平高的检测方法，同时也应用最广的一种磁粉检测方法，但是在检测的过程中必须要求管壁的磁性饱和，同时还要受到管壁厚度的影响。

超声波检测对象也极其广泛，但是需要连续的耦合剂，主要应用在液体管道检测上，在燃气管道的检测上还有一定的难度。

红外线热呈现检测虽然能够进行非接触的在线检测，但是环境温度、通风因素都能影响到图像的准确性，因此不适用于检测腐蚀的发展速度。

基于漏磁检测技术的燃气管道检测系统具有高准确性和高可靠性的特点，随着电子信息技术的发展与完善、检测器探头的小型化、处理器采样的高速化以及储存器容量的扩大化的应用，漏磁检测技术与GIS、GPS技术相互结合，实现了管道可视化、完整性管理等技术含量高的技术在内检测领域中的广泛应用，这些技术的应用，大幅度提高了漏磁检测器的分辨率和定位精度。

通用业务制度-实施类1 基本要求1.1 目的为了规范长输管道在线智能内检测及其数据的管理，以及操作程序、基本要求、安全操作与预防风险程序，确保管道本体安全，特制定本规定。

1.2 适用范围本规定适用于中国石化天然气分公司所属管道在线智能内检测的管理。

1.3 管理目标规范智能内检测操作与管理，确定内检测管理的技术需求、检测条件、检测器选择、检测指标、检测周期、内检测操作运行、数据报告提交等要求，通过检测掌握管道本体状况和及时发现缺陷，进行有效的修复，保证管道承压能力，实施管道本体安全的目标。

1.4 术语1.4.1 管道智能内检测借助于流体压差使检测器在管道内运动，实时采集并记录管道信息的检测器所完成的检测，检测出管道缺陷（内外壁腐蚀、损伤、变形、裂纹等）、管道中心线位置和管道结构特征（管节与壁厚、焊缝、三通、弯头等）的方法。

1.4.2 几何变形检测以检测管道的几何变形情况为目的所实施的管道内检测。

1.4.3 漏磁腐蚀检测以检测管壁腐蚀、机械损伤等金属损失为目的所实施的管道内检测。

2 职责2.1 管道管理部2.1.2 负责公司管道在线内检测的制度、标准的制定,确定管道检测频率。

2.1.2 负责对各单位在线内检测方案和计划的审核，对实施情况进行协调、指导、检查，提供技术支持及专业培训。

2.1.3 负责对公司所属管道在线内检测数据的统计分析和管理。

2.1.4 负责对公司所属管道内检测缺陷评价的统计分析和管理，并对缺陷修复计划、控制措施进行审核和实施监督。

2.2 生产运行部2.2.1 负责对公司所属管道在线内检测过程中气量调度方案的审批。

2.2.2 对管道在线内检测需要调压调量等提供工艺操作及其他相关技术支持。

2.3 管道管理公司2.2.1 负责所辖管道内检测计划制定。

2.2.2 负责所辖管道内检测具体检测方案的制定并负责实施。

2.2.3 负责所辖管道内检测气量调度方案的制定及实施。

2.2.4 负责所辖管道内检测过程的全面管理。