浅谈油气田管道完整性管理做法

付勇 陈宏健 李冰 付军 朱世豪

（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司；3.中国石油工程建设有限公司西南分公司）

0 引言

2013年青岛“11.22”特大输油管道爆炸事故发生后，油气管道的安全性受到政府和公众的极大关注，石油石化企业也在不断加强油气管道管理，努力确保生产安全。截至2017年底，中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）油气田管道总长度已经超过了30.0×104km，其中，使用年限10年以上的管道为 11.5×104km，占管道总长度的 36%，部分管道处于极端地理环境或输送高压、酸性等危险介质，这些都造成了较大的、潜在的安全隐患。

管道完整性管理是指管理者根据最新信息，对管道运营中面临的风险因素进行识别和评价，并不断采取针对性的风险减缓措施，将风险控制在合理、可接受的范围内，使管道始终处于可控状态，预防和减少事故发生，为其安全经济运行提供保障［1-2］。管道完整性管理是近年来发展成熟并在油气长输管道和炼厂等相似领域得到成功应用的一种管理方法。2014年，中国石油首次在油气田开展管道完整性管理探索和实践，逐渐形成了一套发展成熟并得到成功应用的油气田管道完整性管理做法，并取得了显著成效。

1 开展油气田管道完整性管理面临的挑战

油气田管道点多、线长、面广、数量庞大，敷设环境复杂。管道类型多样，主要包括油气集输管道、净化油气管道、供水管道、污水管道、注水管道等多达数十种。管道规格不一，工艺参数差异大，输送距离相对较短，管网结构复杂，呈网状、条状、枝状分布。另外，油气田管道输送介质复杂，大多数管道存在如 H2S、Cl-等危害因素，且具有高温、高压等特点［3］。

与长输管道不同，油气田管道输送介质及周边环境均较为复杂，腐蚀较为严重，各区域风险差异较大，风险管理难度大。同时，由于油气田管道总里程较长，实施完整性管理面临较大的成本压力。此外，对于直径较小的集输管道，无法开展内检测，且介质及流态复杂，内腐蚀直接评价难度大。

面对诸多挑战，中国石油在缺乏系统完整的解决方案，且无成熟案例可借鉴，更无相关的标准体系和技术体系做支撑的情况下，在油气田上首次全面开展了管道完整性管理工作。

2 油气田管道完整性管理理念和做法

针对油气田管道的特点和存在的运行风险，中国石油以完整性管理试点工程为切入点，配套开展科研攻关，制定了《油气田管道完整性管理规定》，明确了油气田管道完整性管理原则、目标、职责、工作流程等核心内容，形成了一套以分类分级管理为基础、风险管理为核心、区域管理为手段、日常维护管理为支撑的油气田管道完整性管理做法。

油气田管道完整性管理工作流程包括数据采集、高后果区识别和风险评价、检测评价、维修维护、效能评价5个环节。首先对全部管道进行数据采集，并进行高后果区识别和风险评价，筛选出高后果区管道和高风险级管道（“双高”管道）；然后根据主控风险因素，确定“双高”管道的检测评价内容，通过检测评价分析管道的腐蚀状况，对于腐蚀较严重的管道需制定维修维护方案，修复后要进行效能评价，确保管道修复完整。工作流程见图1。

图1 油气田管道完整性管理工作流程

2.1 分类分级管理

分类管理有利于按类实施不同的管理策略，针对油气田管道复杂多样的特点，采用不同的检测技术与评价方法。分级管理能按照风险等级高低明确工作重点，是解决油气田管道庞大的规模与有限的资金及人力资源之间矛盾的有效方法。

2.1.1 管道分类

按照介质类型、压力等级和管径等因素，将管道划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类管道。管道分类方法见表1。

表1 油气田管道分类

2.1.2 管道风险分级

管道风险=失效概率×失效后果，管道失效概率主要考虑运行年限、穿孔次数、阴极保护方式等因素，失效后果主要考虑输送介质、敷设方式、埋设地类、管道类别、管道规格等因素。其中，敷设方式、埋设地类根据输送介质分别从安全和环境影响两方面评价失效后果，管道类别、管道规格主要从对生产的影响角度评估失效后果。按照风险大小可将管道划分为高风险级、中风险级和低风险级三个等级。管道风险分级方法见图2。

图2 油气田管道风险等级矩阵

2.2 风险管理

2.2.1 Ⅰ类管道

对于Ⅰ类管道，推荐采用半定量风险评价方法，必要时开展定量风险评价或地质灾害、第三方破坏等专项风险评价。Ⅰ类管道高后果区识别和风险评价工作应每年开展1次，并形成《高后果区识别和风险评价报告》。如发生管道改线、周边环境重大变化时，应及时开展识别并更新识别结果。

2.2.2 Ⅱ类管道

对于Ⅱ类管道，推荐采用半定量风险评价方法。在数据采集的基础上，开展高后果区识别和风险评价，重点对其高后果区、高风险段实施有针对性的检测评价，并根据评价结果及时采取维修维护措施，使风险处于可控状态。

2.2.3 Ⅲ类管道

对于Ⅲ类管道，推荐采用区域高后果区识别和风险评价方法，突出失效统计分析、腐蚀分析、区域风险类比分析等内容。该类管道的完整性管理以加强日常维护管理为主要手段，重点抓好区域腐蚀控制。

2.3 区域管理

主要根据管道的材质、建设年限、介质类型、服役环境、运行条件和腐蚀规律等方面的相似性划分区域，以区域为单元开展高后果区识别、风险评价及腐蚀控制等工作，提高工作效率和经济性。

2.4 日常维护管理

日常维护管理是油气田管道完整性管理的一项重要内容，也是减缓风险的一种有效手段。完整性管理理念应融入到日常管理中，重点是要做好管道腐蚀控制、管道巡护、第三方管理、地质灾害预防等工作。在强化日常维护管理的基础上，根据管道分类，采取差异性的数据采集、风险管理、检测评价和维修策略，达到提升本质安全和节约资金投入的最佳平衡。

3 油气田管道完整性管理实践与成效

2015—2018年，中国石油上游板块开展了油气田管道完整性管理试点工程，探索油气田管道完整性管理模式。2015年，试点“管道检测评价和修复技术”；2016年，试点“全流程完整性管理”；2017年，试点“全生命周期、全区块和全流程完整性管理”理念与方法；2018年，基于“全生命周期、全区块和全流程完整性管理”理念培育示范工程。

通过试点工程，全面实践和检验了油气田管道完整性管理理念，有效验证了“五步法”完整性管理工作流程在上游板块的适用性和可操作性，掌握了管道各种检测技术和修复技术的特点和适用性，总结形成了适合中国石油生产特点的经济、合理、可行的管道检测修复技术方法。建立了涵盖数据采集、高后果区识别和风险评价、检测评价、维修维护、效能评价等方面的完整性管理技术体系框架，攻克了油气管道高后果区识别、定性风险评价、半定量风险评价、管道失效识别与统计、外腐蚀直接评价、换管维修、外夹套修复、局部修补、阴极保护、涂层防护、缓蚀剂防腐等12项技术。技术体系框架见图3。

图3 油气田管道完整性管理技术体系框架

通过开展油气田管道完整性管理试点工程，修复管道缺陷3万多处，管道失效率平均降低30%以上，管道使用寿命平均延长10年，减少管道维护工作量1/3，消减了存在的安全环保风险。投入产出比较高，2015—2017年产生经济效益近6.4×108元，取得了显著的成效。

4 结束语

针对油气田管道的特点和存在的运行风险，中国石油率先在油气田开展了管道完整性管理工作，力争做到由事后被动维修转变为基于风险的完整性管理。经过几年的不断探索和实践，中国石油逐渐形成了一套发展成熟并得到成功应用的油气田管道完整性管理做法。

目前，还存在小口径管道智能内检测、含硫天然气管道高后果区识别、非金属管道完整性检测及评价等完整性管理技术难题需要解决。今后，需要不断探索和完善油气田管道完整性管理理论和技术方法，并采取经济有效的风险减缓措施，将风险控制在可接受范围内，降低管道运行风险和维护费用，使完整性管理工作成为提升油气田管道本质安全的重要手段。