油气集输管道完整性管理关键技术探讨

郝 郁 汪相逢 尹 航 万国英 党 丽 李振新

（1. 中油国际管道有限公司，北京 100029；2. 四川省鑫宇石油技术服务有限公司，四川 成都 610095；3. 中国石油吐哈油田分公司工程技术研究院地面工程设计所，新疆 哈密 839009）

0 引言

油气管道安全可靠受到国家、社会和行业高度重视。完整性管理是以系统安全为目标、以预防为手段的先进管理模式，我国长输管道全面实行完整性管理。油气集输管道完整性管理处于初级阶段，我国油气集输管道总长度约30万公里，其中运行10年以上约35%。油气集输管道管理基本属于“事后被动维修”模式。为保障油气集输管道安全可靠运行，消除重大风险及隐患，开展油气集输管道完整性管理及工程应用研究。在国内多个油气田应用效果良好，显著降低事故率和工程维修费用，发展了完整性管理理论方法，推动了管道安全管理技术进步。

1 油气集输管道运行管理特点

区别于长输管道干线，油气集输管道类型复杂、多样化，体现在以下方面：

（1）涵盖大中小管道管径，管道设计压力等级和工程建设质量存在很大差异；

（2）流型为多相流，输送介质含水分、H2S、Cl-1和CO2，内/外腐蚀严重且难以预测；

（3）运行年限较长，甚至存在运行30年以上超期服役管道；

（4）集输管道距离较短，型式为环状、网状或枝状，建设期未设计清管收发球装置，应用内检测技术困难；

（5）油田企业对集输管道安全管理重视程度不够，管道通过人口密集区，安全管理难度大。

按照设计压力等级和管径，集输管道分为三类，制定针对性完整性管理策略，采用科学适用的检测评价技术[1]。Ⅰ类管道和Ⅱ类管道失效后果严重，应开展高后果区识别和风险评价，高风险管段实施检测和修复。Ⅲ类管道工作重点是保证防腐层完整性和阴极保护系统有效性，加强管道巡线和预防第三方破坏，管道维修以预防腐蚀穿孔泄漏为主。表1是油气集输管道分类情况。

表1 油气集输管道分类

2 油气集输管道完整性管理体系

管道完整性管理基本思想是识别和评价管道运行中的危害因素，实施风险减缓措施，控制风险在可接受范围内，预防和减少管道事故。通过闭合循环管理模式，保证管道系统始终处于可控状态。借鉴长输管道完整性管理做法，集输管道完整性管理体系包括数据采集、高后果区识别和风险评价、检测评价、维护维修和效能评价五个阶段流程。

2.1 数据收集

Ⅰ类管道和Ⅱ类管道参照长输管道做法，收集管道建设期和运行期数据，Ⅲ类管道可以简化，例如阴极保护数据不强制要求，检测数据可采用区域性数据。建设期数据主要是管道基础数据，包括基本属性、中心线、地理信息、占压、阴极保护和设施数据等。运行期数据包括管道历史运行参数（含异常工况）、失效事故数据、检测数据和历次风险评价数据。

2.2 高后果区识别和风险评价

Ⅰ类管道和Ⅱ类管道参照长输管道做法，参照SY/T 7380-2017《输气管道高后果区完整性管理规范》开展高后果区识别，参照SY/T 6891.1-2012《油气管道风险评价方法 第1部分 半定量评价法》开展风险评价。Ⅲ类管道参照SY/T 6477-2020《含缺陷油气管道剩余强度评价方法》开展腐蚀速率和剩余强度研究。

2.3 检测评价

管道外防腐层检测技术可选用皮尔逊法（Pearson）、管中电流测绘技术（PCM）、直流电位梯度法（DCVG）和密间隔电位测试（CIPS）。未设计阴极保护系统的管道采用PCM法；设计阴极保护系统的管道采用DCVG法，并进行现场开挖验证检测结论准确性。针对管体缺陷检测技术，中小型管道选用超声波测厚仪和腐蚀坑深度测试仪；关键站场间管道、长距离外输管道选择超声导波和超声波相控阵技术。Ⅰ类管道参照长输管道做法，优先采用智能内检测，其次是采用压力试验验证管道机械强度和最大承压能力，最后是内/外腐蚀直接评价法。Ⅱ类管道和Ⅲ类管道以内/外腐蚀直接评价法为主。

2.4 维护维修

根据检测评价结论，针对不可接受管体缺陷和防腐层缺陷进行优先级排序维修。针对输送介质风险较小且允许进行停输的管道，可采用焊接和B型套筒修复；针对输送介质风险高且不允许进行停输管道，可采用环氧套筒和复合材料修复技术；针对较长距离管段，如运行年限长、腐蚀程度严重且具备停产条件时，可采用更换新管段。近年来，新建集输管道外防腐层以熔结环氧和3LPE为主，防腐层缺陷修复采用粘弹体+外防护带形式，补口修复采用无溶剂液态环氧+外防护带形式，防腐层大修采用无溶剂液态环氧或聚氨酯材料。

2.5 效能评价

效能评价目的是评估是实施完整性管理前后管道事故失效率变化，计算投产产出比。效能测试项目包括完整性管理覆盖度、管道风险评价覆盖度、高风险管段检测评价覆盖度、内检测完成率、腐蚀直接评价完成率、缺陷修复计划完成率、数据采集完成率和管道年失效率。

3 工程应用效果

从2013年国内开展油气集输管道完整性管理研究，在多个油气田应用效果良好。

（1）管道安全管理水平显著提升。例如大庆油田已进行约10万公里管道风险评价，完成1万公里管道检测评价，发现缺陷破损点5万多处，修复严重的管体和防腐层缺陷1万多处；

（2）管道事故率和维修费用显著降低。例如西南油气田管道失效率由2013年0.00613次/（km·a）降至2020年0.0019次/（km·a）。中石油集输管道年失效率降低30%，管道平均使用寿命延长10年，减少管道维修维护工作量接近1/3。在经济效益方面，科研与工程投产产出比在5倍以上，累积产生经济效益高达6.8亿元。

4 技术展望

预计在“十四五”期间，我国将全面推行油气集输管道完整性管理。集输管道完整性管理在建设期完整性管理、内检测技术、完整性管理平台建设等方面还存在不足。建议如下：

（1）工作重点是高后果区和高风险集输管道安全管理，“双高”管道位于人口密集区、水库湖泊、湿地河流，重点管段区域编制“一线一区一案”，制定风险缓解措施，杜绝安全事故；

（2）集输管道完整性管理瓶颈技术是中小口径管道智能内检测技术，重点科研攻关方向是高含硫/酸性天然气管道风险评价、在役管道压力试验和集输管道区域性阴极保护技术；

（3）完整性管理平台应充分利用油田已建信息系统的数据和资源，例如采油和地面工程管理系统等，统一工作标准，固化工作流程，搭建集成化、统一化和规范化的系统平台；

（4）为规范和指导油田企业开展集输管道完整性管理工作，建议制定行业标准《油气田管道完整性管理规范》，明确工作流程程序和关键技术 要点。