圖1  油氣儲運管理平臺架構

1.2  推行管道完整性管理

（1）數據收集與整理

依托儲運管理平臺，完成了全部已建管道的埋深、GPS坐標等基礎數據錄入，收集整理閥組、閥井、陰極保護等數據，并建立臺賬（如圖2所示）。在2條新建管道上探索開展建設期數據采集，追蹤采集管道施工至投產運行的13類278項基礎數據。 

圖2 油氣儲運管理平臺基礎數據

（2）高后果區識別

以GIS系統和現場調查相結合的方式，對29條650 km敏感地區管道進行了高后果區識別，識別管道公里數占全部天然氣管道的33.2%。根據QSY 1180.6-2009《管道完整性管理規范》中的高后果區打分表進行打分，識別出廣電大廈、大慶一中、解放村商業區等12處分值500以上的區域為高風險區域，在此基礎上制定了防控措施，為后續風險評估、完整性評價提供技術支持。

（3）管道檢測

①長輸管道內檢測。在大慶至哈爾濱和大慶至齊齊哈爾2條長輸管道上，采用高清漏磁檢測儀、變形檢測器開展了內檢測，共發現缺陷點2 803個，形成了檢測報告，缺陷主要為金屬損失（如圖3所示）、管道變形、制造缺陷及焊縫異常等，報告中依據ASME評價方法，判定須立即修復的缺陷點為3處。

圖3 金屬損失點

②油田內部天然氣管道內檢測。克服管徑小、距離短、城區地面環境復雜等難題，對DN250以上的油田內部外輸氣管道開展了內檢測，共完成7條120 km天然氣管道內檢測作業，發現腐蝕減薄、機械損傷、小開孔（盜栽、砂眼等，如圖4所示）、焊道缺陷等13 230個問題。

圖4 管道小開孔（盜栽）

（4）風險評估

以薩南至甲醇廠18 km管道為試點開展風險評估工作（如圖5所示）。發現外防腐層破損點81處，埋深不足24處，開挖驗證10處，均與檢測結果相符。應力和剩余強度滿足規范要求，預測剩余壽命為7.56年。

圖5 油氣儲運管理平臺風險評價

（5）完整性評價

對慶哈、徐深九-雙合站、杏九-甲醇廠、喇壓至北II-1、丁字口-杏九、杏九-丁字口7條管道開展了完整性評價。評價以內檢測數據為依據，總結和確定需要立即維修及計劃維修缺陷，預測剩余壽命，確定再檢周期，推薦維修方法。

（6）維修與維護

對管道金屬損失、變形缺陷，主要采用碳纖維補強技術修復；對管道開孔，在慶哈管道上成功應用了小口徑帶壓封堵技術，實現了不停輸修復，避免了對上游生產和下游用戶用氣造成影響。

2  管道完整性管理實施效果

推行管道完整性管理后，管道穿孔次數逐年下降，綜合穿孔率從64.4次/103 km·a降低到5.1次/103 km·a，尤其是在預防腐蝕和盜栽方面效果明顯（見表1）。

 3  結論

（1）通過推廣管道完整性管理，大慶油田天然氣管道綜合穿孔率明顯下降，但與美國2012年的0.127次/103 km·a和歐洲2010年的0.163次/103 km·a相比，仍有較大差距。

（2）管道內檢測作為目前最為有效的管道檢測手段，可以應用于大慶油田長輸管道和油田內部主干管道，對于提前發現管道缺陷，及時修復，避免管道事故具有重要意義。

（3）管道完整性中的效能評價部分目前開展較少，未來應在這方面進一步加強。 

作者：李越，女，工程師，1984年生，2006年畢業于西南石油學院（北京）計算機與信息專業，現在大慶油田天然氣分公司主要從事油氣田地面工程工作。 

《管道保護》2017年第3期（總第34期）