图1  油气储运管理平台架构

1.2  推行管道完整性管理

（1）数据收集与整理

依托储运管理平台，完成了全部已建管道的埋深、GPS坐标等基础数据录入，收集整理阀组、阀井、阴极保护等数据，并建立台账（如图2所示）。在2条新建管道上探索开展建设期数据采集，追踪采集管道施工至投产运行的13类278项基础数据。 

图2 油气储运管理平台基础数据

（2）高后果区识别

以GIS系统和现场调查相结合的方式，对29条650 km敏感地区管道进行了高后果区识别，识别管道公里数占全部天然气管道的33.2%。根据QSY 1180.6-2009《管道完整性管理规范》中的高后果区打分表进行打分，识别出广电大厦、大庆一中、解放村商业区等12处分值500以上的区域为高风险区域，在此基础上制定了防控措施，为后续风险评估、完整性评价提供技术支持。

（3）管道检测

①长输管道内检测。在大庆至哈尔滨和大庆至齐齐哈尔2条长输管道上，采用高清漏磁检测仪、变形检测器开展了内检测，共发现缺陷点2 803个，形成了检测报告，缺陷主要为金属损失（如图3所示）、管道变形、制造缺陷及焊缝异常等，报告中依据ASME评价方法，判定须立即修复的缺陷点为3处。

图3 金属损失点

②油田内部天然气管道内检测。克服管径小、距离短、城区地面环境复杂等难题，对DN250以上的油田内部外输气管道开展了内检测，共完成7条120 km天然气管道内检测作业，发现腐蚀减薄、机械损伤、小开孔（盗栽、砂眼等，如图4所示）、焊道缺陷等13 230个问题。

图4 管道小开孔（盗栽）

（4）风险评估

以萨南至甲醇厂18 km管道为试点开展风险评估工作（如图5所示）。发现外防腐层破损点81处，埋深不足24处，开挖验证10处，均与检测结果相符。应力和剩余强度满足规范要求，预测剩余寿命为7.56年。

图5 油气储运管理平台风险评价

（5）完整性评价

对庆哈、徐深九-双合站、杏九-甲醇厂、喇压至北II-1、丁字口-杏九、杏九-丁字口7条管道开展了完整性评价。评价以内检测数据为依据，总结和确定需要立即维修及计划维修缺陷，预测剩余寿命，确定再检周期，推荐维修方法。

（6）维修与维护

对管道金属损失、变形缺陷，主要采用碳纤维补强技术修复；对管道开孔，在庆哈管道上成功应用了小口径带压封堵技术，实现了不停输修复，避免了对上游生产和下游用户用气造成影响。

2  管道完整性管理实施效果

推行管道完整性管理后，管道穿孔次数逐年下降，综合穿孔率从64.4次/103 km·a降低到5.1次/103 km·a，尤其是在预防腐蚀和盗栽方面效果明显（见表1）。

 3  结论

（1）通过推广管道完整性管理，大庆油田天然气管道综合穿孔率明显下降，但与美国2012年的0.127次/103 km·a和欧洲2010年的0.163次/103 km·a相比，仍有较大差距。

（2）管道内检测作为目前最为有效的管道检测手段，可以应用于大庆油田长输管道和油田内部主干管道，对于提前发现管道缺陷，及时修复，避免管道事故具有重要意义。

（3）管道完整性中的效能评价部分目前开展较少，未来应在这方面进一步加强。 

作者：李越，女，工程师，1984年生，2006年毕业于西南石油学院（北京）计算机与信息专业，现在大庆油田天然气分公司主要从事油气田地面工程工作。 

《管道保护》2017年第3期（总第34期）