董绍华1 汤林2 班兴安2 张维智2 高策1

1.中国石油大学（北京） 管道技术与安全研究中心； 2. 中国石油勘探生产分公司

摘 要： 国内油气长输管道完整性管理经过长期不断探索实践，取得了积极成效。但油田管道完整性管理仍然处于起步阶段，安全与环境隐患突出。分析了油田管道自身特点和实施完整性管理的难点，提出了适合于油田管道的五步循环管理模式，以及全生命周期完整性管理设计方案，对于及时发现泄漏风险并实施防护，预防事故的发生意义重大。

关键词： 油田管道；全生命周期；完整性管理；方案

油田管道系统庞杂，管道类型多样。截至2017年底，仅中国石油油气田所属各类管道总长超过30万公里、中国石化所属各类油气田管道总长约20万公里，管道类型达数十种，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，加强管道安全管理是油田管理者始终面临的重要课题。国内长输管道完整性管理目前已经有了坚实的基础，而油田管道完整性管理一直没有全面开展，这和油田管道特点、设计理念和设计标准有密切关联，需要借鉴长输管道的管理经验和方法开展油田管道完整性管理。

1 油田管道的特点

（1）管道管径较小。油田管道管径大小不一、管网结构复杂、建设水平各异，距离相对较短，管径和压力差异大，呈网状、条状、枝状分布，多数管道无阴极保护，无收发球筒，内检测技术无法实施。而长输管道管径单一，大多数管道直径超过660 mm，布设有收发球筒，可以定期开展管道内检测，管道成线性分布。

（2）管材等级较低。油田管道以中低钢级管线钢为主，屈强比小，焊接以半自动焊、人工焊为主。而长输管道以高钢级管道为主，断裂韧性大，屈强比大，焊缝焊接以自动焊、半自动焊为主，焊接过程控制条件严格。

（3）阴保非强制性。油田管道输送介质复杂，大多数存在如H2S、Cl -等危害因素，且具有高温、高压等特点，腐蚀环境突出。外部防腐采用沥青、环氧+玻璃布等涂层防腐，阴极保护系统采用牺牲阳极形式，阴极保护具有非强制性。长输管道大多数采用3PE结构、阴极保护系统完善，外加电流为主，阴极保护是强制实施。

（4）介质腐蚀性强。油田管道运行时在管线内部可能添加缓蚀剂，介质通常表现为油气水多相流的相态，具有高温、高压，有毒、有害的特点，内部输送介质有很强的腐蚀性。而长输管道内部油品和气质条件符合国家要求，净化油气、气质稳定、不含有毒物质，内腐蚀特点不突出。

（5）压力等级较低。大多数油田管道压力低于2.0 MPa，且各类管道压力等级不同。而长输管道压力等级目前已高达12.0 MPa，一旦失效后果严重。

（6）管子选型复杂。油田管道大量使用复合管，目的是为了防腐，但复合管在运行过程中会因不锈钢内衬的脱落，造成通球和检测困难，同时引起水在破裂处的大量积聚，导致腐蚀严重或环焊缝处泄漏。而长输管道很少使用复合管，选用钢制管道，内部涂覆内涂层，其主要目的是降低磨阻系数，增加输送量。

2 油田管道完整性管理实施难点分析

（1）完整性管理起步晚。油田管道管理粗放，未形成健全的管理体系，可参考的标准少，整体技术缺乏，主要以事后管理为主。

（2）设计理念和标准不高。油田管道基础设施没有按照预防性维护为主的管控模式进行设计，设计标准中管道的腐蚀控制均以增加壁厚为原则，大部分不设计收发球筒。

（3）完整性管理技术缺乏。国内油田管道不能进行内检测，只能寻求内检测之外的全管体覆盖检测方法。近年来研发的外部磁应力MTM技术、地磁探测技术、外防腐层检测技术等，均不能做到缺陷的全检测和全发现。站场超声导波检测技术，由于需要开挖，则只能作为抽检的方法之一。

（4）数据平台不能满足需求。目前国内各大油田均自建了很多管理平台，由于尚未构建完整性管理体系，其平台的建设目标、 标准不统一，业务模块不完备，评价功能不健全，尚不足以支持油田管道完整性管理业务的顺利开展。①分析功能方面，大部分平台不具备自动分析功能，多采用单独项目或外部分析评价软件进行相关工作。②评价方法方面，平台有部分分析评价功能模块，但业务流程与国内外标准做法不一致。③外部支持软件方面，部分平台不具备外部支持功能性软件，部分平台外部支持软件应用较为成熟，如移动巡线、管道风险评价软件、ECDA软件平台等，新建平台可以借鉴。

3 油田管道完整性管理体系规划

3.1 基本原则和指导思想

（1）基本原则。 整体规划、分步实施；试点先行、全面推广；管道先行、循序推进；统一规范、分级控制；立足自身、重点突破；统一架构、统一门户。

（2）指导思想。强化油田开发与生产的管道全生命周期的风险管理，研究、吸收和运用完整性管理各项评价和技术方法，全面推广实施油田管道完整性管理，保障安全生产，打造数字化油田迈向智能化油田，实现现代信息技术与全生命周期管理的紧密结合。

3.2 发展目标

2019年：建立健全完整性管理组织架构并明确职能，建设油田管道完整性管理体系，开发较为完善的管道完整性管理平台，开展完整性管理技术研究。

2020年：及时总结和推广试点单位的先进经验，在油田企业内部全面推广完整性管理。

2021年：开展内外部审核以持续改进，从初级达到中级水平。

2022年：完整性管理达到良好水平。

2023年：完整性管理达到先进水平。

3.3 体系建设内容

覆盖建设期、运营期、报废期的油田管道全生命周期完整性管理范围包括地面集输管网、集注站、井口和地下管道。其管理体系如图 1所示。

图 1  油田管道完整性管理体系

3.4 完整性管理模式

提出并建立了适应油田管道特点的完整性管理五步工作流程，即数据采集与校核、风险因素识别与评价、检测与适用性评价、风险消减与维修、效能审核与评价五个环节(图 2)。

图 2  油田管道完整性管理流程

其中，高后果区管理部分未在五步循环中单独列出，主要是考虑其与长输管道高后果区相比较，管道压力低、流量小，事故后果以泄漏为主，对人群、环境、大型构筑物的危害较小，但将其纳入到风险因素识别与评价中。

4 全生命周期完整性管理系统

4.1 完整性管理系统设计原则

（1）系统性原则：系统设计要以整体角度考虑，从大数据应用方面考虑。

（2）简单性原则：系统设计应尽量简单，避免一切不必要的内容。

（3）开放性原则：尽量采用模块化结构，提高各模块的独立性，尽可能减少模块间的数据耦合，使各子系统间的数据依赖降至最低限度。

（4）互连性原则：考虑接口预留，能与企业现有的油田管道数字化系统、装备管理平台、监控与数据采集系统（SCADA）等接口对接。

（5）扩展性原则：预留扩展功能，以满足未来数据库和用户规模需求。

（6）成熟性原则：最大限度满足油田管道现在和未来发展的需要。平台具有实际可操作性，用户能够快速掌握并使用，易于推广。

（7）管理可接受原则：系统的作用和生命力，很大程度上取决于管理能否接受。

4.2 完整性管理系统功能

油田管道完整性管理系统主要包括以下模块。

（1）建设期数据采集与对齐管理模块。

（2） GPS及无人机巡护管理模块。

（3）油田管道腐蚀控制与管理模块。

（4）油田管道风险识别与评价模块。

（5）“双高”区域管道管理模块。

（6）油田管道缺陷评价模块。

（7）油田管道完整性检测数据管理模块。

（8）油田管道安全隐患预防管理模块。

（9）油田管道腐蚀防护管理模块。

（10）泄漏与安全预警技术模块。

（11）应急决策支持技术模块。

（12）审核与效能评价模块。

（13）大数据决策优化模块。

（14）其他。

5 结束语

推行油田管道完整性管理总体尚处于酝酿阶段，未来需要做的工作和攻克的难题还很多。特别是对于不能进行内检测（Unpiggable）的管线，如何实现在线不停输检测是国内外共同面临的技术难题。油田企业应结合自身情况逐步实施管道完整性管理工作，将其融入到日常生产管理中，实现油田管道安全运行和降本增效。

作者：董绍华， 1972年生，中国石油大学（北京）教授，博士生导师，管道技术与安全研究中心主任。管道完整性与安全技术专家；第五届国家安全生产专家组成员；国家质检总局特种设备压力管道技术委员会委员； NACESTAG75 完整性技术专家委员会主席；北京石油学会理事兼石油应用与储运专业委员会主任；担任2017年国家重点研发计划“公共安全专项”国家储备库安全项目首席。主要研究方向为管道完整性管理技术、管道安全评价技术、管道信息大数据工程技术等。曾获省部级奖励25项，参与编制行业、企业技术标准40余部，发表学术论文90余篇。

2018年第5期（总第42期）