淺談油氣田管道完整性管理做法

付勇 陳宏健 李冰 付軍 朱世豪

（1.中國石油天然氣股份有限公司規劃總院；2.中國石油天然氣股份有限公司冀東油田分公司；3.中國石油工程建設有限公司西南分公司）

0 引言

2013年青島“11.22”特大輸油管道爆炸事故發生后，油氣管道的安全性受到政府和公眾的極大關注，石油石化企業也在不斷加強油氣管道管理，努力確保生產安全。截至2017年底，中國石油天然氣股份有限公司（簡稱中國石油）油氣田管道總長度已經超過了30.0×104km，其中，使用年限10年以上的管道為 11.5×104km，占管道總長度的 36%，部分管道處于極端地理環境或輸送高壓、酸性等危險介質，這些都造成了較大的、潛在的安全隱患。

管道完整性管理是指管理者根據最新信息，對管道運營中面臨的風險因素進行識別和評價，并不斷采取針對性的風險減緩措施，將風險控制在合理、可接受的范圍內，使管道始終處于可控狀態，預防和減少事故發生，為其安全經濟運行提供保障［1-2］。管道完整性管理是近年來發展成熟并在油氣長輸管道和煉廠等相似領域得到成功應用的一種管理方法。2014年，中國石油首次在油氣田開展管道完整性管理探索和實踐，逐漸形成了一套發展成熟并得到成功應用的油氣田管道完整性管理做法，并取得了顯著成效。

1 開展油氣田管道完整性管理面臨的挑戰

油氣田管道點多、線長、面廣、數量龐大，敷設環境復雜。管道類型多樣，主要包括油氣集輸管道、凈化油氣管道、供水管道、污水管道、注水管道等多達數十種。管道規格不一，工藝參數差異大，輸送距離相對較短，管網結構復雜，呈網狀、條狀、枝狀分布。另外，油氣田管道輸送介質復雜，大多數管道存在如 H2S、Cl-等危害因素，且具有高溫、高壓等特點［3］。

與長輸管道不同，油氣田管道輸送介質及周邊環境均較為復雜，腐蝕較為嚴重，各區域風險差異較大，風險管理難度大。同時，由于油氣田管道總里程較長，實施完整性管理面臨較大的成本壓力。此外，對于直徑較小的集輸管道，無法開展內檢測，且介質及流態復雜，內腐蝕直接評價難度大。

面對諸多挑戰，中國石油在缺乏系統完整的解決方案，且無成熟案例可借鑒，更無相關的標準體系和技術體系做支撐的情況下，在油氣田上首次全面開展了管道完整性管理工作。

2 油氣田管道完整性管理理念和做法

針對油氣田管道的特點和存在的運行風險，中國石油以完整性管理試點工程為切入點，配套開展科研攻關，制定了《油氣田管道完整性管理規定》，明確了油氣田管道完整性管理原則、目標、職責、工作流程等核心內容，形成了一套以分類分級管理為基礎、風險管理為核心、區域管理為手段、日常維護管理為支撐的油氣田管道完整性管理做法。

油氣田管道完整性管理工作流程包括數據采集、高后果區識別和風險評價、檢測評價、維修維護、效能評價5個環節。首先對全部管道進行數據采集，并進行高后果區識別和風險評價，篩選出高后果區管道和高風險級管道（“雙高”管道）；然后根據主控風險因素，確定“雙高”管道的檢測評價內容，通過檢測評價分析管道的腐蝕狀況，對于腐蝕較嚴重的管道需制定維修維護方案，修復后要進行效能評價，確保管道修復完整。工作流程見圖1。

圖1 油氣田管道完整性管理工作流程

2.1 分類分級管理

分類管理有利于按類實施不同的管理策略，針對油氣田管道復雜多樣的特點，采用不同的檢測技術與評價方法。分級管理能按照風險等級高低明確工作重點，是解決油氣田管道龐大的規模與有限的資金及人力資源之間矛盾的有效方法。

2.1.1 管道分類

按照介質類型、壓力等級和管徑等因素，將管道劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類管道。管道分類方法見表1。

表1 油氣田管道分類

2.1.2 管道風險分級

管道風險=失效概率×失效后果，管道失效概率主要考慮運行年限、穿孔次數、陰極保護方式等因素，失效后果主要考慮輸送介質、敷設方式、埋設地類、管道類別、管道規格等因素。其中，敷設方式、埋設地類根據輸送介質分別從安全和環境影響兩方面評價失效后果，管道類別、管道規格主要從對生產的影響角度評估失效后果。按照風險大小可將管道劃分為高風險級、中風險級和低風險級三個等級。管道風險分級方法見圖2。

圖2 油氣田管道風險等級矩陣

2.2 風險管理

2.2.1 Ⅰ類管道

對于Ⅰ類管道，推薦采用半定量風險評價方法，必要時開展定量風險評價或地質災害、第三方破壞等專項風險評價。Ⅰ類管道高后果區識別和風險評價工作應每年開展1次，并形成《高后果區識別和風險評價報告》。如發生管道改線、周邊環境重大變化時，應及時開展識別并更新識別結果。

2.2.2 Ⅱ類管道

對于Ⅱ類管道，推薦采用半定量風險評價方法。在數據采集的基礎上，開展高后果區識別和風險評價，重點對其高后果區、高風險段實施有針對性的檢測評價，并根據評價結果及時采取維修維護措施，使風險處于可控狀態。

2.2.3 Ⅲ類管道

對于Ⅲ類管道，推薦采用區域高后果區識別和風險評價方法，突出失效統計分析、腐蝕分析、區域風險類比分析等內容。該類管道的完整性管理以加強日常維護管理為主要手段，重點抓好區域腐蝕控制。

2.3 區域管理

主要根據管道的材質、建設年限、介質類型、服役環境、運行條件和腐蝕規律等方面的相似性劃分區域，以區域為單元開展高后果區識別、風險評價及腐蝕控制等工作，提高工作效率和經濟性。

2.4 日常維護管理

日常維護管理是油氣田管道完整性管理的一項重要內容，也是減緩風險的一種有效手段。完整性管理理念應融入到日常管理中，重點是要做好管道腐蝕控制、管道巡護、第三方管理、地質災害預防等工作。在強化日常維護管理的基礎上，根據管道分類，采取差異性的數據采集、風險管理、檢測評價和維修策略，達到提升本質安全和節約資金投入的最佳平衡。

3 油氣田管道完整性管理實踐與成效

2015—2018年，中國石油上游板塊開展了油氣田管道完整性管理試點工程，探索油氣田管道完整性管理模式。2015年，試點“管道檢測評價和修復技術”；2016年，試點“全流程完整性管理”；2017年，試點“全生命周期、全區塊和全流程完整性管理”理念與方法；2018年，基于“全生命周期、全區塊和全流程完整性管理”理念培育示范工程。

通過試點工程，全面實踐和檢驗了油氣田管道完整性管理理念，有效驗證了“五步法”完整性管理工作流程在上游板塊的適用性和可操作性，掌握了管道各種檢測技術和修復技術的特點和適用性，總結形成了適合中國石油生產特點的經濟、合理、可行的管道檢測修復技術方法。建立了涵蓋數據采集、高后果區識別和風險評價、檢測評價、維修維護、效能評價等方面的完整性管理技術體系框架，攻克了油氣管道高后果區識別、定性風險評價、半定量風險評價、管道失效識別與統計、外腐蝕直接評價、換管維修、外夾套修復、局部修補、陰極保護、涂層防護、緩蝕劑防腐等12項技術。技術體系框架見圖3。

圖3 油氣田管道完整性管理技術體系框架

通過開展油氣田管道完整性管理試點工程，修復管道缺陷3萬多處，管道失效率平均降低30%以上，管道使用壽命平均延長10年，減少管道維護工作量1/3，消減了存在的安全環保風險。投入產出比較高，2015—2017年產生經濟效益近6.4×108元，取得了顯著的成效。

4 結束語

針對油氣田管道的特點和存在的運行風險，中國石油率先在油氣田開展了管道完整性管理工作，力爭做到由事后被動維修轉變為基于風險的完整性管理。經過幾年的不斷探索和實踐，中國石油逐漸形成了一套發展成熟并得到成功應用的油氣田管道完整性管理做法。

目前，還存在小口徑管道智能內檢測、含硫天然氣管道高后果區識別、非金屬管道完整性檢測及評價等完整性管理技術難題需要解決。今后，需要不斷探索和完善油氣田管道完整性管理理論和技術方法，并采取經濟有效的風險減緩措施，將風險控制在可接受范圍內，降低管道運行風險和維護費用，使完整性管理工作成為提升油氣田管道本質安全的重要手段。