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2 | 执行展望

油气行业：提高胜算

4 | 全球视角

来自全球的 行业评论

6 | 科技聚焦 制定正确计划，克服“不可清管问题”

8 | 安全是重中之重

获得社会许可，建立紧密关系

10 | 未雨绸缪

推进替代管线证明过程

12 | 市场报告 在低油价环境中 创造效益

20 | 联系沟通地点分布

管线活动、文章与会议

28 | 步步为营

清管自动化的 5 个为什么

14 | 测试、再测试结合经过检验的可靠压力测试与尖端管道内检测技术，更全面地呈现管道完整性。

22 | 防损与保险制定防损计划，利于优化保险费用，从而实现更大效益。

专 栏

总编辑 Jim Myers Morgan执行总编 Waylon Summers美术总监 Kat Eaton设计制作 Mullerhaus.net数字制作 Jim Greenway、Ward Mankin摄影 Adam Murphy、Scott Miller

T.D.Williamson北美和南美 +1 918 447 5000欧洲/非洲/中东 +32 67 28 3611亚太 +65 6364 8520海上服务 +47 5144 3240www.tdwilliamson.com

想要分享您对本杂志任何方面的意见吗？请通过电子邮件发送给我们：Innovations@tdwilliamson.com

第七卷第 4 号 • 2 0 1 5 年

Innovations™ 杂志是 T.D. Williamson 出版的季刊

® T.D. Williamson, Inc.在美国和其他国家的商标。™ T.D. Williamson, Inc.在美国和其他国家的商标。© T.D.Williamson, Inc. 2015 保留所有权利。未经许可严禁对本刊全部或部分内容进行复制。

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PhasesFourBY THE NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING

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步步为营

只在正确区域进行增减。请看本例中某伊格尔福特页岩气田运营商如何通过实施清管自动化来提高系统效率并降低成本。

由于该运营商能够预先加载多个球体并对其进行自动编程和释放，该公

司技术人员亲临现场的次数更少，因此，减少了路途时间并降低了运营

风险。

实施清管自动化一年后，该运营商减少的甲烷排放量相当于同期 558 辆乘用车的排放量。

路途时间/里程压缩了 85%

吞吐量得到提高，主要是通过大幅提升流动效率、多种清管器/工具加载选项、自动释放和一致性液体去除等实现。

健康、安全和环境费用得到节省，主要是通过降低驱动频率和作业伤害风险及甲烷排放实现。

人员重新分配得以实现，因为收发球体、清管器和检测工具所需的现场技术人员更少。

运营费用减少，主要是通过降低油耗和功耗、减少维护、降低工厂停工风险、减少阀门循环和延长阀门寿命实现。

法规合规性费用得到显著降低，例如，满足美国国家环境保护局 (EPA) 自愿天然气 STAR 甲烷挑战项目标准。

70%降幅

64%降幅

4%降幅

39%降幅

减少了

甲烷排放

32%增幅

自动化 之后

自动化 之前

双发射栓

球体

不完全包括油耗和功耗节省。

558 辆乘用车一年期间行驶平均里程

降低了

运营风险

自动发射那么，清管自动化到底是如何实现的？

» 一次加载多个 球体

» 可编程逻辑控制器» 液压操纵释放系统

自动化还带来了快开盲板操作和阀门循环减少等更多益处。

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自动化的 5 个为什么清管

The Ageing Pipelines Conference is aimed at sharing knowledge and featuring the latest achievements relative to the assessment, use, and maintenance of both high-pressure (cross-country/offshore) transmission and low-pressure distribution ageing gas and oil pipeline systems.

Conference | 7-9 October, 2015Topics will include:• In-line inspection and defect-sizing accuracy• Material properties and test requirements• Code developments: vintage vs new codes• Girth welds: inspection and assessment• Crack-arrest capabilities• Fatigue testing• Routeing issues, third-party damage• Coating properties, cathodic protection, corrosion• Data management• Risk management.

Training courses preceding the conference | 5-6 October, 2015Advanced Pipeline Risk Management with Kent Muhlbauer of WKM ConsultingDefect Assessment in Pipelines with Dr Phil Hopkins of Phil Hopkins Ltd Pipeline Repair, Hot Tapping, and In-Service Welding with Bill Bruce of DNV GL

For more information or to register, visit www.ageingpipelinesconference.com

Register today!

ORGANIZERS

“不佳表现加上借口不等于绩效。客户不会关心您的借口是什么。他只希望问题得到解决。”

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我在自己的职业生涯中，有 9000 多次投篮不中。我输掉了差不多 300 场比赛...我一路走来曾遭遇一次又一次失败。也正因如此，我成

功了。– 美国篮球巨星迈克尔·乔丹迈克尔·乔丹无疑是最伟大的篮球运动员，名人堂的佼佼

者，谁也不会称之为失败者。然而，他在这里不但承认自己曾无数次地失败，而且恰恰认为正是这些失败使他走向了成功。

能够通过失败来提高能力、通过错误来“拥有”和学习，是成功的运动员、精英和业余爱好者的一个共同特点。我认为，对于管道行业而言，这一点的重要性与在运动场上一般无二。

我的经验表明，大凡成就最高的业务团队，都像乔丹一样，拒绝成为失利者。对于自己的不佳表现，他们既不会寻找借口，也不会责怪旁人。相反，他们会想方设法解决问题，确保下一次取得成功。

不佳表现加上借口不等于绩效。客户不会关心您的借口是什么。他只希望问题得到解决。

但是，“拥有它”并非是运动员提高胜算的唯一方式。我们还可以学习他们的其他策略。 • 设定期望。与赛跑运动员每周提高速度一样，高绩效团队也在不断

提升自身能力。如果他们要克服一项挫败，他们不会瞄准最初的目标：因为那只不过是追赶而已。相反，他们会设定一个甚至是更具挑战性的目标。

• 专注。有一条经济原理这样说：“80% 的结果来自 20% 的投入”。为了达到较高的期望，成功的团队主要专注于可能妨碍他们达到目标的前三大事项。

• 执行和重复。您也许听运动员们说过“在状态”这个词，也就是成绩出色、一致，近乎自动。对于业务团队而言，这种感觉来自于节奏的建立 – 每天、每周、每月都能达到目标。

• 信念。高绩效团队相信自己能取得成功并且庆祝成功。然后，他们

会设定更高的期望，变得更加出色。

并非人人都有明星运动员的那种体力和技艺。但是，通过采用使他们成名的一些相同原则，我们，作为一个行业，也能更轻松地实现我们共同的绩效和安全目标。

LEON WOLMARANS全球制造 与供应链 副总裁，

T.D.WILLIAMSON

执行展望

提高胜算

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管道的许可过程需要更大的确定性

Martin Edwards

副总裁 – 立法事务总监，

美国州际天然气协会 (INGAA)

有关 NDE 现状的技术札记

良好的管线完整性管理实践是确保安全运行的关键。当前的状况评价

做法是，将漏磁检测 (MFL) 等一种或多种管道内检测 (ILI) 传感器技术以

及一种或多种超声波测量模式产生的数据，与开挖压头式硬度测试局部

采样相结合，还可能与有限次数的开口和破坏性试验相结合。

理想情况下，我们希望绘制一幅管道沿线所有点位的局部强度参数

图，它与壁厚图类似，但显示的是屈服强度、抗拉强度、转变温度和断

裂韧性等数值。目前，尚无任何技术可以添加到 ILI 工具箱中，以提供此

类数据。几十年来，机械性能无损检测一直被称为无损检测 (NDT) 的“圣

杯”之一。现在，某些技术也许能够（至少部分地）填补这一特性描述的空白，并提供材料状态以补足

缺陷图。

有几家机构报告称，对当前 ILI 工具数据进行审查时，例如，当进行 MFL 检测时，在具有不同机械

性能的管段之间可以看到明显的响应差异（表现为背景颜色或噪音等级）。有关这些差异的意义和

量化，以及这些指示，再加上今后可以适当优化的成套传感器设备，是否有可能提供可以关联并有

助于估计屈服强度等管道性能的数据，仍有一些问题尚不明朗。

目前正在进行有关研究，以确认对于管道钢材的有关机械性能最具决定作用的微观结构特征，并确

认或开发用于描述这些特征的无损检测 (NDE) 测量技术，进而形成开挖式材料状态评价的基础。目前

正在对各种超声波和电磁方法进行评估。

如需了解更多信息或主动提供管道

钢材特性的描述样本，请联系爱荷华

州立大学 NDE 中心 – bondlj@iastate.edu。

Leonard J. Bond，F.AAAS.、F.Inst.P.无损检测中心主任，

爱荷华州立大学

全球视角 来自全球的行业评论

如果为了将新增的国内产量与需求日益增加的消费实现对接，我们

需要修建规模庞大的基础设施，州际天然气管线运营商 — 及其客户 —

在许可过程中就需要更大的确定性。美国州际天然气协会 (INGAA) 坚

决支持一点，即通过立法，使日趋漫长的管线审批和许可过程具备更

大的透明度和确定性。

INGAA 基金会 2014 年发布的一项研究表明，今后 20 年，天然气

基础设施项目的资金需求将高达 US$3,130 亿，包括管线、压气站、

存储和加工等，主要用于满足日益增加的发电和工业需求。为了让美

国公众享受到充足、廉价的国产天然气所带来的好处，并帮助美国实

现经济增长，这些项目绝对有实施的必要性。

虽然联邦能源监管委员会 (FERC) 是州际天然气管线的主要经济监管机构，并负责确定管线项目是否

符合公众利益，但管线需要获得繁杂的联邦和州

级许可，然后才能开始建设。FERC 流程运转得相

对不错，确定性也较高，但其他那些许可却越来

越成为近期一些项目延误的诱发因素。

奥巴马政府日前发布了四年一度的能源审核报

告 (QER)，重点在于各种形式的能源运输，包括

管线。该 QER 报告中建议，要加强各政府部门之

间的协调和管线现代化的成本回收，这正是我们

INGAA 全力支持解决的两个问题。关于要求相关联

邦政府主要部门，针对管线等基础设施项目的选

址、许可和审查，加大资源投入的呼吁，以及对于需要通过法律改革，来改善各个涉及授权和许可能

源基础设施项目的政府部门之间的协调性的肯定，我们也持赞赏态度。

要建设我国需要的能源基础设施，高效和有效的选址和许可必不可少。对于旨在满足新需求的新建

基础设施，以及旨在满足安全和环境期望的现代化改造，都是如此。

天然气输送行业继续与政策制定机构开展协作，以改进许可过程。这将确保运营商能够尽快建成重

要的能源基础设施，同时保持适当水平的公众和环境安全保障。

地图与地球仪艺术来自 freevectormaps.com。

为了让美国公众享受到充

足、廉价的国产天然气所带

来的好处，并帮助美国实现

经济增长，这些项目绝对有

实施的必要性。NDE 数据样本

屈服强度数据 – 应力应变曲线

实际壁厚 (AWT) 数据

相控阵

屈服强度数据 – 载荷与深度的关系

在另外两个弱点造成了不可清理的后果：大约在 1970 年建成，服役年龄过长；内部设计有八处锐角斜面弯头，使得清管器不可能在管线中穿行、清理或检测。

为克服这一真正的挑战，该运营商聘请了管道服务提供商 T.D.Williamson，后者提供了一个多步骤解决方案，其中包括：

• 在管道沿线的战略要点 安装若干专门设计的清管器 收发球筒；

• 拆除斜面弯头管段，更换为可容纳清管器和检测清管器顺利通过的管道；

• 进行一次量规清管器运行，确保清管器和检测工具能顺畅穿过管线；

• 采用逐级清洗技术，配合 24 种特选功能清管器对管线进行清洗；

• 采用高分辨率工具进行管道内检测：定义任何几何异常的变形-几何变形管道内检测 (DEF) 技术、确定腐蚀部位的气体磁漏-漏磁管道内检测 (GMFL) 技术，以及进行 GPS 管线绘图的 XYZ 惯性测量单元；

• 数据验证和分析。

由于为每个清管阶段分别选用了正确的清管器，在开始检测运行之前保证了管线处于干净的状态。这就意味着，管道内检测工具可以提供最优质的数据，即该运营商用以制定修理和其他作业方案所需的信息。

但是，确保完整性并不是该运营商通过这一清管程序获得的唯一好处。

据清管解决方案专家 Stephen Miska 介绍，该管线目前的情况是不仅提高了产能（即利润）提高，运行使用寿命也已延长。

“该清管程序最大限度提高了通过该系统输送的产品流量，并且降低了相关生产成本，”Miska 解释说，“而且，说到使用寿命，即使是服役年龄达到 30 年、40 年或 50 年的管线，只要进行定期清洗、检测和腐蚀防控，它们的运行年限可以说是不受限制的。”

与唐吉诃德一样，与假想敌作战是徒劳的。但是，正如这个波兰管线实例所揭示的那样，只要战斗方案选择得当，就能实现巨大的战果。

选用哪种清管器可以得到最干净的管线？

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科技聚焦

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也许，我们每个人都有一点儿堂吉诃德的色彩。与那部西班牙文学作品中手持长矛同误以为是巨人的风车战

斗的人物类似，我们每个人有时都要同假想的敌人作战，甚至是在管道完整性这个无比真实的世界里。例如，现如今，一些管线运营商就在担心，他们拥有的不可清理的传统管线，将阻碍他们满足日趋严格的管道内检测法规的要求。

但是，不可清理的管线这一概念本身也许就是个幻影。的确，清理管线是一项难度较大的工作：某些管道缺少收

发球筒；某些管道存在设计问题或损坏，导致清管能力受到影响。而其他一些管道可能已被石蜡（看一看伊格尔福特页岩）或碎屑（稍后详细介绍）堵塞。在管线收购的情况下，记录的缺失或关于清管实践的假设，都会导致运营商认为一条管线根本无法清理。

但是，只要经过某种努力 – 重建、改造，也许再加上良好的清理 – 我们几乎没有理由说一个管线系统是无法清理的。

而且，只要使系统变得能够清理，法规合规性也将迎刃而解。

波兰某管线通过清除堆积物，不但满足了法规要求，而且还提高了产能对于某些运营商来说，仅仅是担心清管器或内检测工具可能被卡死，就足以令他们放弃对管线进行清管作业。毕竟，使被困工具从管线中脱离，是一项成本高、耗时长的工作，这可能影响生产和流量。

然而，去年夏天，波兰国家天然气输送系统运营商可谓大吃一惊，在对一个严重堵塞的、直径 71 厘米（28 英寸）的管线段进行清理和检测时，从 11 公里（6.8 英里）长的管道中最终清理出 3.5 吨的各种碎屑，令人瞠目。

除堵塞严重之外（这至多导致产品流速减慢），该管线还存

清理不可清理的管道

只要经过努力 – 重建、改造，也许再加上良好的清理 – 我们几乎没有理

由说一个管线系统是无法清理的。

清洁的管线不但可确保您实现合规，还能提高吞

吐量和腐蚀防控，进而提高营业收入并降低泄漏

或破裂风险。但是，您如何知道应该选用哪种清

管器呢？

弹簧减震钢刷可清除氧化皮和腐蚀层等坚硬内部沉积物。

盘片可推出碎屑等固体颗粒物，并可双向运行。

全聚氨酯切蜡刮刀可清除石蜡和淤泥等软质沉积物。

紧密密封式锥形皮碗尽管主要用于对管线内的清管器进行密封，但也能起到一定的清洗和脱水效果。

定制配置可解决特定的清洗问题：可改变清管器长度，可将皮碗和盘片重新布置为特定序列-特殊定制的清管器。此外，某些清管器可针对超厚壁管道进行改造，也可配备用于跟踪用途的发射器。

可使管道内检测工具顺利通过

的可清管系统，使运营商能够

执行政府多数监管机构均认可

的全面的完整性管理方案。

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崎岖的道路成为过去 当调查发现，一场李氏杆菌病（一种食源性病菌导致的潜在致命性疾病）的大爆发与 Blue Bell®（蓝铃）冰淇淋生产有关时，公众的反应既迅速又明确，而且可能远远超出我们的想象。

除迫使该公司暂时关闭工厂和召回产品之外，此次污染并未引发众怒，相反，在该公司位于德克萨斯州东南部的美国总部周围，写有“God Bless Blue Bell（上帝保佑蓝铃）”的标语牌绵延了数英里，就像春天开满的矢车菊。购物者在超市冰箱上粘贴的召回通知书上写满了寄语。该公司通过 Facebook 对送货卡车空空如也的景象作出回应，结果引发了近 20,000 个赞、11,000 多次分享，乃至近乎疯狂的热情关注。

这种反应令人格外吃惊，因为这绝不仅仅是一次安全小失误：受到污染的蓝铃冰淇淋确信在多个州导致了三人死亡、十人患病。

那么，与该公司的不卫生条件相比，社会针对该品牌短期召回的反应为什么更强烈呢？

更进一步说，管线公司如何才能赢得与此相同的公众认可呢？

四个字：社会许可。

最小的影响、最高的安全性社会许可指的是一个企业从社会和利害攸关方那里赢得信任和认可的程度。其本质在于公众对您的看法。在蓝铃案例中，该公司获得社会许可的基础是，过去 108 年的历程中，它在消费者安全、优良企业公民以及和谐朴素的形象等方面，所保持的完美记录。

但是，社会许可不仅是针对消费产品的。

实际上，对于需要依靠当地社会和政府支持

才能完成既定项目的管线运营商而言，获得

社会许可至关重要。围绕 Keystone XL 管线的

争论就很好地说明一个问题，即缺乏公众接受

时，进展难度是多么巨大。而且，随着公众

越来越警惕管线安全性 – 尽管事故次数已经

减少 – 获得社会许可看似依然是所有目标中

难度最大的。

但是，集输和中游专家 Abdel M. Zellou 博士却指出，这是可以实现的。他表示，关键

是“在管线建设和运行过程中要采取一

种积极的综合性策略，最大限度降

低对社会的影响，最大限度提高社

会安全性。”Zellou 指出，在新泽西州

林登市至纽约曼哈顿天然

气输送管线的一次 20 英里

扩建工程中，Spectra Energy 公司精心的筹备工作就是一个

范例。 早在项目开工之前很多年，该公司就启动

了一项宣传计划，其中最主要的内容包括与

社会团体、环保人士和当地领袖举行了约 350 次会议。这些会议为公众提供了解该项目的

机会，更重要的是，使公众有机会表达他们

的担忧，主要涉及安全性、土地征用和供气中

断等问题。

由此，Spectra Energy 公司不但完全解决、

而且还避免了一些问题，例如：选择完全避

开居民区的路线；在一条州际高速公路下方采

用水平钻孔，以免加重道路拥堵。通过征求和

满足公众意见，一段时间后，公众对 Spectra Energy 公司管线项目的支持显著增加。

通过对话建立互信 这并不意味着公众完全接受了该管线项目。绝

对赞成是不可能达到的目标 – 即使对于蓝铃这

种公司也是如此，蓝铃还在继续接受卫生法典

违规调查。

但是，Zellou 指出，让社会公众加入对话，

对 Spectra Energy 公司获得社会许可的作用的

确非常大。

“公众有权知道经过其所在社区的管线运行

是否安全，”他表示，“通过向公众展示您的

风险防控工作如何实现零事故，有助于建立

互信，并最终带来社会许可。”管道行业也许永远无法获得一盒薄荷巧克

力所享有的那种忠诚关注。但是，通过满足公

众期望，管线运营商将会发现，社区支持和社

会许可之路会变得平坦许多。

安全是重中之重

获得社会许将如何为管线运营商铺平道路。

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在运营生态系统中，每个人都要获得社会许可

社会许可一般是指一个本地社区对一个公司在某个地区的项目或持续运营的接受或批准。尽管获得社会许可并不是正式许可或监管过程的一部分，但越来越多的人都认为，这是油气资源开发、运输、开采和配送的强制要求。

社会许可存在于任何正式监管过程以外。它并非由政府部门授予 – 企业也必须去赢得。

但是，在帮助管线运营商获得社会许可方面，监管机构的确发挥着作用。集输和中游专家 Abdel M. Zellou 博士认为，服务公司、中游运营商和监管机构等，构成了一个相互依存的、可确保管线成为最安全的油气运输方式的网络。这意味着，每个部分都在帮助形成公众舆论和认同感。

Zellou 表示，对于管线运营商而言，获得社会许可“是一种必要，而非选择”。他还指出，通力协作是该生态系统达到平衡的一个必要条件。

“如果存在一个安全隐患，我们不能将它当成球一脚踢开，把责任推卸给别人，”Zellou 表

示，“应该让公众相信，各方在每一个步骤上都在做正确的事情。”

社区

监管机构行业运营商服务公司

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海上运营商寻求通过替代管线证明流程来绕开水

压试验。

如果获得有关国家政府的批准，拟建的造价达 US$56 亿的阿曼-印度多用途深水管线项目 (OIDMPP) 也许将成为世界上最长、最深的海底管线。该管线规模浩大，长度达 1,600 公里

（994 英里），横贯阿拉伯海从阿曼直达印度，在深达 3,400 米（11,154 英尺）的海底，将天然气和其他石油产品从中东输送到印度。1

这是一个宏伟的工程，因此必须通过小心谨慎的管线证明措施来发现缺陷，以免对人类安全造成危险，或导致大范围的环境破坏和经济损失。

对于新建油气管线，运营商一般会进行最大允许操作压力 (MAOP) 试验，也就是，向管线中注入缓蚀海水，逐渐提高压力，查看是否发生泄漏或失效。这种方法称为静水压试验，或简称“水压试验”，自上世纪 50 年代以来，它一直是管线试运行前检查的标准，也是全世界各监管组织的要求内容。

几十年过去了，水压试验仍被认为是非常有效和有价值的试验项目。但是，以阿曼-印度管线的庞大规模，对这样一个海底项目进行水压试验的挑战之大可想而知 – 先要找到泄漏点，然后还要排空五亿升化学缓蚀海水。虽然这是一个很极端的例子，

但即使相对较小的项目也会构成类似的挑战，特别是在深海环境中。

在本行业中，没人质疑在管线投产之前发现和消除缺陷的重要性。问题在于，考虑到与海底水压试验相关的成本和挑战，有没有其他方法同样可以完成这项工作呢？

越来越多的海底运营商和施工企业认为存在另一种方法：它们一直在请求监管机构允许它们绕开水压试验，实施某种替代的管线证明方法。

而且，该行业似乎也在慢慢地开始采纳替代水压试验的其他方法。在几个案例中，监管机构已经准许了免除这种试验，前提是运营商必须能够进行可确保安全性的替代试验。此外，随着获得有限批准的替代方法不断证明自身的可靠性，今后若干年，监管机构可能会更加接受免除水压试验的做法。

巨大的效益；巨大的价差

德克萨斯州休斯顿市 INTECSEA 公司的风险、可靠性和资产完整性经理 Peter Carr 及英格兰沃金市 Peritus International Ltd. 公司的运营和业务收购总监 Ian Nash，在 2014 年发表的“放弃深水天然气管线试运行前水压试验”一文中，对放弃海底管线试运行前水压试验的可能性进行了探究。

文中提到：“一开始，试验失效是常事，就管线投产前发现缺陷而言，水压试验的确很重要。”

Carr 和 Nash 也坦承，在某些情况下，特别是当施工团队对新建管线的完整性存在任何疑虑时，水压试验仍然是最佳选择。

“如果放弃水压试验，则首次加压到工作压力时，管线可能会失效，”Carr 和 Nash 写道，“在这个项目阶段发生失效的代价可能会很大，涉及到修理费用的增加以及生产的停顿/延误。除非[某人]非常确定水压试验不会揭露出任何缺陷，保留水压试验也许是明智的。”

然而，在海底环境中，水压试验的效益与高昂的代价如影随形。例如，如果通过试验发现失效，与陆上环境相比，在海底拆除和更换一个管段的过程要复杂得多，代价更大，耗时也更长。此外，铺设在海底的天然气管线也会遭受风险。

“海床起伏不平，” T.D. Williamson (TDW) 海上市场拓展总监 George Lim表示，“它并不是平直或平坦的，那里有许多岩石乃至山脉地形，因此，管线铺设后，有些管段是没有支撑的。”

当一段灌满水的沉重的天然气管道铺设在岩石海床上时，如果没有支撑，这些悬跨的管道部位就会产生过大应力。

这还仅仅是海底管线的一种隐患。要排空水压试验所用的海水，通常是含有各种化学物质的污染海水，代价高昂，耗时漫长。

一个实施中的项目

此时此刻，海底管线行业其实并没有制定替代管线试验计划的“方法”，这是因为，监管机构尚未针对这整个过程建立任何推荐做法。但是，DNV GL 集团制定了一项可供世界各国监管机构使用的免试申请审批标准；该集团通过与管线行业合作，已经创建了一些国际公认的标准、服务规范和推荐做法。

该标准称为 DNV-OS-F101*，其中规定了准予免试的几项要求，包括：

• 达到钢厂压力试验要求。

• 必须建立一个针对整个海底管线系统的检测和试验制度，必须证明该制度能提供与系统压力试验相同的安全性水平。

更多项目有望免除

深水管线水压试验

未雨绸缪

下转第 27 页

阿曼-印度多用途深水管线项目 (OIDMPP)

阿曼上陆点

古吉拉特上陆点

伊朗上陆点

1 编者按：本文中介绍的阿曼-印度海底管线项目是中断的中东至印度深水管线项目的新化身。

* 如需查看所有 DNV GL 标准，请访问 www.dnvgl.com/rules-standards。

第 14 页：有关水压试验的更多信息，请阅读封面文

章“测试、再测试”。

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作者：ABDEL M. ZELLOU 博士集输和中游 市场拓展

总监， T.D.WILLIAMSON

从历史上看，当需要较小规模的特定解决方案时，例如，为修理腐蚀管段而进行隔离和建立旁路，运营商的确与管道服务公司合作过。而日益增多的服务合作伙伴关系，将带来向更大规模项目的转移，并有助促成更全面的解决方案，不仅仅局限在处理燃眉之急或短期需求上面。在这种以外包为核心的全新经济背景下，中游和服务两部门将通力协作，共同克服重点挑战，例如，提高整个管线网络的效率。

服务提供商将部分地通过向中游运营商直接提供研发服务，适应这种新的形势。与向专注于核心专业技术的转变类似，研发的外包也非常符合经济逻辑：通过向多个运营商提供研发服务，服务企业将实现技术升级，并能以更低的总成本提供技术。

例如，在 Exxon 公司工作的一位研发工程师，只为公司进行技术开发。但是，如果让这位工程师为一家管道服务公司工作，他现在所从事的研发工作就会对整个行业作出贡献，而不仅仅是一家企业。成本得到分摊，多个运营商都能获得最新技术，而且，与各自独立进行技术开发相比，成本将大大降低。

这种朝着以解决方案为核心的外包型合作伙伴关系的转变，将提高油气行业的总体效率，使之能以更好的成本效益更加轻松地解决和克服诸多领域中的挑战，包括健康、安全、管线完整性、流量保障、法规和社区关系。

随着行业的继续发展，我预计，这种紧密的合作伙伴关系将推动更快、更高效

的技术进步，使这两个部门的实力都得到增强。

随着油价持续走低，多数运营商都在想方设法降低成本，以保持盈利水平。但是，有少数精明的运营商却在加大开支，对竞争对手进行收购。2015 年一季度，Kinder Morgan 和 Energy Transfer Partners 等管线巨头，斥资数十亿进行收购，希望籍此提高资产利用率。

例如，Energy Transfer Partners 公司就证明了一点，最强劲的竞争者可以在这种低价环境中成长起来。虽然这家中游运营商在油价暴跌前就进行了一系列战略性收购，但真正展现该公司实力的，却是 2015 年 1 月 – 油价暴跌后半年 – 耗资 US$180 亿对 Regency Energy Partners 公司进行的收购。

2015 年一季度，中游部门共进行了 32 次并购，耗资总额达 US$307 亿。我们在此看到的是该行业在油价低靡时期的典型合并。这是一种耳熟能详的情况，上世纪 90 年代和本世纪初我在法国某上游大型油气公司工作时，就亲身经历过。在经济效率决定一切的时代，该部门将采取合并、专注与合作的战略。

萧条中求生的简史在上世纪 90 年代末和本世纪初之前，勘探和开采企业的业务远远不限于勘探和开采 – 它们是一站式商店，独立承担研发 (R&D)、炼油和分销等所有工作。当油价下跌时，BP 和 Total 等大企业就去收购其他较小 – 有时较大 – 的公司。

伴随这种合并而来的，是对经济效益全新的常识性关注，这也开始改变了整个行业。大型上游企业开始专注于各自的核心专业领域：资产管理（即油气田管理）。而所有其他业务 – 钻井服务、检测、法规合规性 – 都进行外包。

从基本上看，油气行业开始应用基础贸易经济学：专注于自身最擅长的业务，将次要业务交给其他人，从而提高成效。

外包经济学根据我的经验，中游部门追随任何上游趋势的步调一般会落后约 20 年 – 这正是我们现在看到的情况。在拓展战略服务合作伙伴关系的同时，中游企业可能将继续进行合并。而且，与上游一样，随着中游部门开始专注于其核心产品，战略服务提供商将在技术开发领域发挥更加全面的作用。

合并、专注与合作的经济效益

市场报告

在应对当前市场的过程中，该行业最重要的目标是，在生产链的任何地方以尽可能最安全的方式提高效率。生产过程的效率越高，油价在止跌前降低的幅度也就越小。

对于中游部门而言，优化流量以及降低维护和运营费用是提高效率的关键。为实现

这些目标，中游企业正在请服务提供商帮助为其特定管线创建一套完整解决方案。例如，通过实施一个自动化清管系统，可降低与人员、HSE、维护和法规相关的费用，同时可提高吞吐量。

低油价及其对中游的影响

Abdel M. Zellou 博士

...随着[中游]部门开始专注于其核心产品，战略服务提供商将在技术开发领域发挥更加全面的作用。

有关更多信息，请参见第 28-29 页上的“步步为营”。

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故事

如果不探讨自上世纪 50 年代以来以各种形式出现的压力试验，那么管线完整性也几乎无从谈起。作为最早的形式，运营商使用氮气等惰性气体进行管线完整性测试；十年后，俄亥俄州哥伦布市 Battelle 研发中心所展开的工作，为使用水压试验确定天然气管线最大允许操作压力 (MAOP) 奠定了基础。

水压试验的过程，是在管道中灌满水，然后提高管道内部压力，进而确定安全运行裕

度。如果最初的制造、施工或运行导致了任何重大缺陷，则该方法还能发现泄漏点。这种

试验的独特之处在于，虽然管线失效绝对不是我们所希望的结果，它仍然要好于另一种情

况：道理很简单，在水压试验期间发生管线泄漏或破裂，要好于在产品输送期间发生管线

失效。

本世纪初完整性管理的技术基础形成之时，水压试验被视为对失效后果严重区 (HCA) 管线完整性进行验证的三种评价方法之一；其他两种方法是管道内检测 (ILI) 和直接评价。

但是，水压试验未来几年还能发挥关键作用吗？

测试、再测试压力试验与管道内检测

加深理解程度

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毫无疑问，水压试验将继续作为确定天

然气管线 MAOP 以及原油和成品油管线最

大操作压力 (MOP) 的主要方法。毕竟，我

们很难质疑这种方法无比清晰的通过/失败

结果，以及实在的业绩记录。但同时，水压

试验并不完美：除诸多优点之外，水压试验

也存在其特有的一些缺点。随着新的技术和

评价方法的面世，以及美国努力提振公众对

国内传统天然气、原油和成品油管线的信

心，油气行业也在密切审视水压试验，对其

优缺点和替代方法进行考量。

信心和无可辩驳的信息：水压试验的优点总部位于德克萨斯州休斯顿市的能源咨询机

构 RCP Inc. 的 Jerry Rau 认为，水压试验的

最大优点之一在于，它可针对临界缺陷为运

营商提供无可辩驳的即时信息。 在 Rau 退休后加盟 RCP 公司担任咨询顾

问之前，他在油气行业打拼了四十年；其中

大部分时间从事腐蚀防控和完整性管理。他

清楚地知道，发现和修复临界管线缺陷有

多么重要 – 哪怕发现这些缺陷就意味着管线

失效。

水压试验的另一个优点：它被广泛视为

一种验证 MAOP 和测试管线完整性的成熟

可靠的方法。正如 The Blacksmith Group 公司管线/油气咨询顾问 Mark Hereth 解释的

那样，这种方法得到普遍接受并因此带来

了信心：有更多数据可以证明，水压试验是

有效和可靠的。还有更多成功故事可以作

为旁证。这就意味着，尽管业界对探索其

他方法的兴趣有增无减，但推广难度相当

大。Hereth 表示，就证明存在替代水压试验

的方法而言，“责任落在运营商和油气企业

身上。”这就引出了一个重要问题：业界人士为

何应该费心去探索测试管线完整性和确定 MAOP 的替代或辅助方法呢？

为何要去晃动一艘航行了数十载、值得

信赖的可靠大船呢？ 时间、水和金钱：水压试验的缺点水压试验可靠、准确、已获得普遍接受，但

也耗费时间 – 特别是当涉及到已经服役的管

线时。这种方法要求一条在役管线在试验期

间暂时停产；视管线服役年龄、试验目的和

是否发生任何失效等多个因素而定，确切的

停产时间可能长达几天至几周。从运营商的

角度来看，这基本上意味着要关闭“收银机”，

还可能给客户造成不便，直到试验结束、任

何失效都得到修复和重新进行过试验为止。

另一个缺点？这种试验离不开水...需要大

量的水。

与其他地区的运营商相比，例如，中东

的干旱沙漠或西伯利亚的冰冻沼泽地，北

美地区的运营商一般更容易获得水压试验

用水。即使在西德克萨斯或加利福尼亚等

易干旱地区，通常也都存在某种取水方法，

当然，通过轮船或管道送水的成本可能会稍

高一些。但是，将水送到试验场地只是成功

的一半。 “做完试验后，还要排空管道中的水，”

Rau 指出，“然后，还要对水进行化验，也

许还要对水进行过滤或处理，然后才能进行

贮存或充回管道中。这很耗费时间，费用也

很高。”之后是最明显的缺点：水压试验本身是

破坏性试验。然而，对于老旧管线而言，这

个缺点也是某种意义上的优点。毕竟，如果

一条传统管线行将失效，它最好应该在水压

试验期间失效，这样可以避免对人员和环境

造成伤害的风险，也不会损失产品。就失效

本身而言，它其实是一种最佳案例情境，在

酿成代价高昂的灾难之前，为我们提供发现

和修复问题的机会。

传统管线：确保完整性和安全性近年来，发生了好几次曝光度较高的传统管

线事故，这引起了全世界业内人士和公众的

关注。这些事故，尽管次数不多，也促使我

们重新专注于如何确保美国境内老旧管线的

完整性和未来可操作性，特别是在 1970 年以前，也就是美国交通部 (DOT) 和管道安

全办公室 (OPS) 出台天然气输送管线静水压

试验法规以前，所铺设的长约 290,000 公里

（180,000 英里）的陆上天然气输送管线。

联邦法规汇典 (CFR) 第 49 条第 192 节（“天然气和其他气体管道运输：最低联邦安

全标准”）于 1970 年 11 月生效，其中规定，

所有新建输送管线都必须进行八小时静水压

试验，以验证 MAOP。但是，这项新要求不适用于 1970 年以前

铺设的输送管线：针对老旧管线，运营商

可以采用以往性能来确定 MAOP，而不进

行水压试验。根据这项“免受新法规限制”条款，可通过查看新法规出台前五年间的最

大操作压力，来确定 1970 年以前所铺设管

线的 MAOP。对于 1970 年以前铺设的管线，

只要在 1965 年至 1970 年期间保持安全运

行记录，即不要求进行静水压试验。但是，

随着美国境内免受新法规限制管线继续老

化，立法机构、行业团体和运营商也在寻找

确保管线安全性和完整性以及防止未来管

线失效的最佳方法。

针对这些担忧的一个对策，就是管道与

危险物质安全管理局 (PHMSA) 待批准的完

整性验证过程 (IVP) 法规。根据 IVP，对

于上世纪 70 年代前铺设的免受新法规限制

管线，以及试验记录不完整或缺失的任何

役龄的管线（这是特别重要的一点，因为，

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故事

“一些替代方法和新技术 — 单独使用或与水压试验结合使用 — 可能有助于为运营商提供一种更全面的方法，从而发现和解决潜在问题”

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在上世纪 90 年代末本行业从纸质记录转向

电子化记录期间，大量管线数据都丢失了），

必须通过水压试验来验证 MAOP。另一个对策是 2011 年管道安全、监管确

定性和创造就业法第 23 节，它将要求运营

商“确认位于失效后果严重区、工作压力大

于规定最小屈服强度的 30%、之前未经测试

的天然气输送管线的材料强度”。第 23 节所

能接受的试验方法仍在考虑中，而 PHMSA 有望于今年晚些时候出台最终一组试验法

规。准许的方法中也许会包括水压试验。

但是，水压试验不会是唯一的方法。一

些替代方法和新技术 – 单独使用或与水压试

验结合使用 – 可能有助于为运营商提供一种

更全面的方法，从而能在潜在问题失控之前

加以发现和解决。

“如果我们这样做，就能防患于未然”：水压试验、ILI 与管线完整性的未来Jerry Rau 指出，我们对管线老化这一担忧的

反应，与任何行业在发生飞机坠毁或火车脱

轨等重大事故后的响应是一样的。

“很多行业的情况都是会发生某种形式的

事故，然后会进行调查，之后会发现该事

故是可以预防的，至少在一定程度上是这

样，”Rau 表示，“因此，您随之就会说，‘如果我们这样做，就能防患于未然’。”

此外，对于上世纪 70 年代前铺设的管线，

整个油气行业仍在权衡防止最坏情况发生的

最佳方法。本行业中的每个人都有相同的愿

望：防止事故的发生，确保管线工人、公众

乃至环境的安全。 正如 Rau 所坦率指出的，完整性测试的

目标不是为了节省时间和金钱：而是为了确

保安全性。运营商都懂得这一点，正因如此，他们才会愿意关闭自己的“收银机”，无

论需要关闭多久。但与此同时，对于最终

走入测试死循环的运营商而言，也未免十分

尴尬。

“这种试验的设计理念是，如果存在任何

缺陷，管线就必须失效；而且在很多情况

下，我们不可能知道存在多少个缺陷，结果

只能重复进行压力试验，”他表示，“我就见

到过因为发生了 20 次或 30 次失效，导致试

验持续数月的情况。由此造成收入损失和开

支加大，的确令人担忧。”打破这种循环的一个办法是，争取在水

压试验之前就发现潜在问题。这是水压试验

不擅长的一个领域：虽然水压试验能以失效

的形式提供临界缺陷的证据，但它实际上不

能预测亚临界缺陷 – 那种在首次水压试验过

程中可能不失效，但可能在重新测试期间

失效，或者更糟，在所有试验全部完成、管

线重新投产后才失效的缺陷。这正是为什么

管线完整性评价并非“一劳永逸”的过程的原

因：运营商需要整合关键运行和维护信息，

采用风险管理实践，以确定是否以及何时需

要进行附加评价。

那么，在不进行耗时动辄数月的测试、

再测试的情况下，我们如何确保传统管线的

安全性和可操作性呢？这是众多行业专家和

组织投入大量金钱和研究工时试图回答的一

个问题。 2013 年，美国州际天然气协会 (INGAA)

发表了一份题为“现有管线水压试验相关的

技术、运营、实务和安全因素”（Technical, Operational, Practical, and Safety Considerations of Hydrostatic Pressure Testing Existing Pipelines）的白皮书。这份白皮书是在针对

传统管线的联邦新法规即将出台的背景下撰

写的，旨在帮助运营商和监管机构确认用于

验证传统管线的 MAOP 和材料强度的最佳

实践。 该 INGAA 报告的一项建议是，结合采用

管道内检测 (ILI) 和水压试验来“发现潜在失

效点”，特别是在被测管线具有“显著”泄漏

或损坏历史的情况下。

如果在水压试验之前进行 ILI，运营商就

能获得有关临界缺陷和亚临界缺陷的重要信

息。然后，运营商就能利用这些数据，在

开始水压试验之前对这两类缺陷进行修复，

类裂纹状的缺陷预期可能失败/逃过压力试验的示意图

一个安全隐患

MOPMAOP

SF x MAOP

长度

深度

SF = 安全系数

MOP = 最大操作压力

MAOP = 最大允许操作压力

100% WT（壁厚）

安全裕度

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TDW 专家交付 — 在世界各地提供技术演讲和动手演示。 如需了解更多信息：tdwontour@tdwilliamson.com.

TDW 活动、文章与会议

联系沟通地点分布

2015 年 11 月2015 年 10 月

4-6 日 1st International Congress and Exhibition on Hydrocarbons, Petroliferous and Petrochemical Logistics

墨西哥韦拉克鲁斯市

17-18 日 Operational Pipeline Pigging 英国苏格兰阿伯丁市

17-19 日 Peru Oil & Gas Congress 秘鲁利马市

5-9 日 Ageing Pipelines Conference 比利时奥斯坦德市

6-9 日 St. Petersburg International Gas Forum 俄罗斯圣彼得堡市

13-15 日 Road Expo 俄罗斯莫斯科市

17-20 日 Australian Pipelines and Gas Association Convention and Exhibition

澳大利亚昆士兰州黄金海岸市

21-22 日 Offshore Pipeline Technology Asia 马来西亚吉隆坡市

21-22 日 Offshore Technology Days 挪威斯塔万格市

25-27 日 DUG Eagle Ford 美国德克萨斯州圣安东尼奥市

26-29 日 ASNT Annual Conference 美国犹他州盐湖城

1st International Congress and Exhibition on Hydrocarbons, Petroliferous and

Petrochemical Logistics 11 月 4-6 日 | 韦拉克鲁斯市 |

墨西哥

Peru Oil & Gas Congress11 月 17-19 日 | 利马市 | 秘鲁

Ageing Pipelines Conference10 月 5-9 日 | 奥斯坦德市 |

比利时

Offshore Pipeline Technology Asia 10 月 21-22 日 | 吉隆坡市 |

马来西亚

DUG Eagle Ford 10 月 25-27 日 | 德克萨斯州圣安

东尼奥市 | 美国

ASNT Annual Conference10 月 26-29 日 | 犹他州盐湖城市

| 美国

表示 TDW 将在此 活动期间发表白皮书。

St. Petersburg International Gas Forum10 月 6-9 日 | 圣彼得堡市 | 俄罗斯

Road Expo10 月 13-15 日 | 莫斯科市 | 俄罗斯

Offshore Technology Days 10 月 21-22 日 | 斯塔万格市 | 挪威

Operational Pipeline Pigging11 月 17-18 日 | 苏格兰阿伯丁市 | 英国

Australian Pipelines and Gas Association Convention and Exhibition

10 月 17-20 日 | 昆士兰州黄金海岸市 | 澳大利亚

挪威斯塔万格市

新闻

特写

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防损与保险

您是否询问过房主保险的价格？在某一时刻，销售人员或网站也许会询问，您的房产是否装备了防盗自动警铃、烟尘探测报警器或插销锁。这是因为，如果客户能采取措施降低理赔的可能性或数量，保险公司就愿意为其提供更低的保费。实际上，投资购置防损服务和产品，可大幅降低房主的保险帐单支出。

当然，消费者并不是需要承担保险费用的唯一人群：管线运营商每年都要付出数千乃至数百万美元的保险费。

令人欣慰的是，与房主一样，管线业主和运营商也可以采取一些具体措施，降低损失风险 – 包括有助于预防管道损坏和服务中断的定期完整性管理实践。而且，当管线运营商对其资产作出这些类型的战略投资时，他们也能实现自身的成本节省 – 在油气行业低迷时期，这些节省是攸关生死的。

经常与油气公司和管道施工提供商打交道的科罗拉多州北部 Mitchell Insurance Agency 公司所有者 Mike Mitchell 表示，虽然无法保证保险公司肯定会为防损措施提供保费折扣，但在商定保费费率时，这些努力肯定对您有好处。

防损计划的一个额外好处：它们有助于优化您的保险

费用。

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“预防，预防，再预防，”他强调说，“这对于所有形式的保险都非常重要。”

不惜工本有机会通过防损措施来降低费用，只是房主保险与管线运营商商业保险之间的相似处之一。二者都包含免赔额 — 投保人应该支付的理赔金额的预定部分 — 而且，这两种保险形式的保险范围都不是全保。

一般而言，管线运营商购买的保险只覆盖非常特定的损失类型：例如，运营商不能对腐蚀进行投保，但可对发生事故后的特定补救费用进行投保。

风险因素不夸张地说，要充分考虑您公司保险责任范围相关的所有复杂情况，难度非常大。但是，保险商在确定管线保险范围、保费和免赔额时所考虑的因素却相当简单明了。其中包括：

风险评价既要考虑此类现有因素，也要考虑预期的经济后果。其中一些因素是您无法控制的：例如，对于恶意破坏所造成的损失或天气对管线的影响，您将无能为力。然而，您可以采取一些措施，最大限度降低潜在损失的程度，这些类型的努力才是您的保险提供商所关心的地方。

有备无患防损措施必须包括一个紧急管道修复制度 (EPRS)，T.D. Williamson (TDW) 风险和保险总监 Glenn Roach这样表示。他指出：“必须证明您已针对敏感区域建立了关键恢复力：这包括准备好适当的设备、适合您管线特点的具体配件以及可随时应对管线问题的训练有素的人员。”

在制订您的 EPRS 时，应考虑不但让本公司及合作伙伴的团队成员参加，而且还要让一旦发生意外情况和管线事故则会遭受影响的社区负责人参加。

确保产品畅通无阻虽然保险公司确实很看重具备完善 EPRS 的证据，但他们首先也希望看到运营商为防止灾难发生都做了什么。需要再次指出，运营商无法控制可能导致管线事故的所有因素，但可以采取措施，尽量降低管线损坏、损失和关闭的可能性。

Nigel Cairns 现任总部设在伦敦的保险和风险管理机构 Marsh 的全球能源风险工程团队副总裁之职。在日前为 Marsh 通讯撰写的“管线损失”（Pipeline Losses）一文中，Cairns 对风险管理进行了探讨。Cairns 写道：“就预防机械失效而言，我们需要考察客户对其系统中潜在腐蚀和失效机理的认识，以及（他们采取何种措施）确保执行定期检测和维护工作，以保障管线机械完整性。”

就降低保险公司所看重的、在您运营中存在的、代价高昂的理赔风险而言，Cairns 所介绍的考虑因素可以发挥重要作用。“您必须证明，您不但远远超越了法规要求，而且也完全了解通过管理管线完整性来预防事故的重大意义，”TDW 输送市场拓展总监 Mike Kirkwood 博士表示，“这是可以向保险公司做出证明的良好实践，也有助于优化保险支出。”

在很多情况下，您的公司在自身运营中可能已经采纳了这些实践。例如，如果您正在进行定期管道内检测 (ILI)，这就证明，您将这一点当做自己的首要任务：检测和解决腐

蚀及其他弱点，在缺陷演变到临界之前及时予以发现。

定期检测的投资回报是很大的：定期检测不仅可帮助运营商实现促进并确保安全性和保护环境的首要目标，而且还有助于改变您的保费和免赔金额。

逆流而上Mitchell 指出，“101 保险计划”的第一课有一条很简单：如果您要保险费率较低，就要将您的理赔保持在最低限度。他表示，这一事实既适用于房主和汽车保险，也适用于管线资产保险。

这是为了激励我们想方设法地降低理赔风险，从加强员工培训到监控管线健康状况。

“如果这些赔付率较低，您就能获得更好的议价能力，”Mitchell 表示，“这时，您就可以给您的保险公司打电话说，‘我们做了这些、这些和这些事情，因此我们希望保费能享受 5% 的折扣。他们也可能给您回电话说，您去年的理赔金额比较低，您已经制定了这些防损计划，因此我们将为您提供 10% 的折扣。”

Mitchell 指出，保险公司往往不仅愿意考虑降低您的费率，而且也愿意与您一道保持您的防损计划正常运行。他建议，应该与您的保险代理人建立密切的工作关系。“应该将保险公司当作您的业务合作伙伴，”他表示，“他们最讨厌的事情就是动辄数百万美元的巨额理赔。他们可以为您提供支持，确保管线安全无忧，从而避免任何损失。”

“预防，预防，再预防，” Mike Mitchell 强调说，

“这对于所有形式的保险都非常重要。”

管线服役年龄、材料和尺寸

位置

环境/暴露

管线事故历史

管线位置的地形和气象条件

管线所输送的材料

一位数据分析师正在审查 HALT 和 HASS 试验结果

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大力推进

Lim 表示，在 DNV GL 集团奠定的基础上，管线行业现在可以对水压试验免除流程进行细化和完善，并进一步明确在海底管线中达到合格安全水平的意义。

随着海底管线规模的不断扩大，由此形成的准则将发挥越来越大的作用。例如，在拟建阿曼-印度管线这种规模的项目中，一条管线

上的焊缝数量或可达 100,000 个，甚至更多。即使施工公司将缺陷比例限制为 1%，运营商接收的一条管线上也会存在 1,000 个缺陷。问题随之而来，什么百分百才是安全的？标准应该是什么？

“如果能确定这一点，”George Lim 表示，“我认为，替代检测计划就会获得运营商和施工公司更大的接受度，也将更容易享受免试。”

未雨绸缪 上接第 11 页

水压试验的实施并非易事。当监管机构考虑免除一个海底管线项目的水压

试验要求时，他们需要看到一种同样有效的完整性计划方案。这听起来令人畏惧，但却是能够做到的。

例如，DNV-OS-F101 规范中规定，在钢厂进行压力试验必须是任何替代计划的首要条款。

假设没有发现任何缺陷，管道公司必须采取措施，确保管道在运输和安装过程中保持相同状态。T.D. Williamson (TDW) 海上市场拓展总监 George Lim 说：“必须象婴儿那样仔细照顾，直到运抵现场为止。”

DNV-OS-F101 并不涵盖公司对管线进行保护和测试所应采取的一切措施，但其中的确规定，最终计划应体现与水压试验相同的安全水平。其他方法可能还包括：

> 精心设计的焊接和焊缝质量检验程序

> 针对裂缝和腐蚀的无损检测

> 利用安装在远程操纵潜水器 (ROV) 上的摄像机对铺管过程进行监控

> 铺管后运行变形检测工具，检查凹痕和壁厚变化

> 用 ROV 对竣工管线进行勘察，检查有无锚固损坏

迄今为止已获得水压试验免试的海底管线项目，均已改变了各自的替代计划，但都至少采纳了上述某些措施。

获得免试的项目包括：

> 亚喀巴湾管线，长 15 公里（9 英里），深 860 米（2,800 英尺）：钢厂和海上附加无损检测。用测径清管器检查了异常情况。

> GulfTerra Phoenix 天然气管线，海底，长 125 公里（78 英里），起点在水下 1,600 米（5,200 英尺）：钢管厂水压试验，制造、运输、装配和安装期间的广泛检测和质量控制；焊缝超声检测。

> South Stream 海上管线/黑海* 项目，长 931 公里（578 英里），深 2,200 米（7,200 英尺）：

最大深度 30 米（100 英尺）水压试验；其余部分获得水压试验免试。环形焊缝的允许缺陷尺寸面临更高的限制要求；某些管段调整了壁厚要求；ROV 测漏。

这些项目已成为水压试验免试的先例，也很可能成为今后更多海底管线的样板。

运营商逐步完善水压试验替代方法

*South Stream 项目已被取消。已重新规划至土耳其的路径，今后称为 Turkish Stream 项目。

测试、再测试 上接第 19 页

从而降低需要对传统管线进行多轮测试的可

能性。更重要的是，进行 ILI 时无需关闭管

线，这对客户和运营商都是好消息。

Mark Hereth 所在的指导团队协助指导了

该 INGAA 白皮书的撰写。他是认识到这种

组合式管线检测方法的优点的诸多行业专

家之一。

“作为运营商，您需要进行评估和监测，”Hereth 表示，“管道内检测可以为您呈现那些临界缺陷，使您在失效之前及时发现它们。管道内检测还可为您提供有关亚临界缺陷的信息，即水压试验可能未曾揭露，但运营商仍希望掌握的缺陷。在水压试验中，管线要么通过，要么失败。ILI 可以告诉您一个缺陷是临界还是亚临界的，还能告诉您这个缺陷的位置和大小。”

可以有把握地说，水压试验在短期内不会退出舞台：它是一个可靠的行业标准，而且仍然是进行 MAOP 验证和材料强度测试的首选方法。它很可能也是目前最好的方法。但是，很多业内人士都认为，其他方法也许能使水压试验变得更加有效，以及具有较少的破坏性，这种可能性是存在的。

“我们希望确保所做的事情利大于弊，”Jerry Rau 解释说，“压力试验是为了使缺陷失效而设计的。但是，我们也希望使缺陷失效，而不是容许它发展到未来再失效。”

在行业思考着传统输送管线未来的同时，运营商、行业专家和监管机构也在协力确保每个人都能获得可供使用的最准确、最完整、最好的完整性数据。这对大家都是个好消息：毕竟，就安全和预防而言，信息总是多多益善。

举例来说，Rau 就十分乐观。他指出，行业组织正在加倍努力地开发解决方案。他预言，在未来，运营商和监管机构将掌握甚至更多的可用于验证管线完整性的工具。

“我们肯定将发现与压力试验一样好、甚至更好的技术，”他表示，“究竟是 ILI 还是 X 射线视觉检测呢，我不知道。但肯定会是很酷的东西。”

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故事

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PhasesFourBY THE NUMBERS of PROGRESSIVE PIGGING

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步步为营

只在正确区域进行增减。请看本例中某伊格尔福特页岩气田运营商如何通过实施清管自动化来提高系统效率并降低成本。

由于该运营商能够预先加载多个球体并对其进行自动编程和释放，该公

司技术人员亲临现场的次数更少，因此，减少了路途时间并降低了运营

风险。

实施清管自动化一年后，该运营商减少的甲烷排放量相当于同期 558 辆乘用车的排放量。

路途时间/里程压缩了 85%

吞吐量得到提高，主要是通过大幅提升流动效率、多种清管器/工具加载选项、自动释放和一致性液体去除等实现。

健康、安全和环境费用得到节省，主要是通过降低驱动频率和作业伤害风险及甲烷排放实现。

人员重新分配得以实现，因为收发球体、清管器和检测工具所需的现场技术人员更少。

运营费用减少，主要是通过降低油耗和功耗、减少维护、降低工厂停工风险、减少阀门循环和延长阀门寿命实现。

法规合规性费用得到显著降低，例如，满足美国国家环境保护局 (EPA) 自愿天然气 STAR 甲烷挑战项目标准。

70%降幅

64%降幅

4%降幅

39%降幅

减少了

甲烷排放

32%增幅

自动化 之后

自动化 之前

双发射栓

球体

不完全包括油耗和功耗节省。

558 辆乘用车一年期间行驶平均里程

降低了

运营风险

自动发射那么，清管自动化到底是如何实现的？

» 一次加载多个 球体

» 可编程逻辑控制器» 液压操纵释放系统

自动化还带来了快开盲板操作和阀门循环减少等更多益处。

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自动化的 5 个为什么清管

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确定了阀门更换选件。

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