安超，郑民君，刘洪涛，冯超，吕林林
（1. 中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆库尔勒，841000）
（2.中国石油塔里木油田分公司英买采油气管理区，新疆库尔勒，841000）
（3.廊坊中油朗威工程项目管理有限公司，河北廊坊，065000）
（4.中国石油青海油田分公司管道处，青海格尔木 816000）
2010年大连“7.16”输油管道爆炸事故和2013年青岛“11.22”输油管道爆炸事故之后，管道安全管理受到国家、行业和公众高度关注[1]。完整性管理是国外石油管道行业的通行公认做法。我国长输管道推行实施完整性管理，但油气集输管道还处于“事故后、被动式维修”的阶段，应转变为“主动式预防”、“基于风险管理”的理念。为保障油气集输管道安全运行，建立了油气集输管道完整性管理体系，重点阐述了完整性检测与评价技术的要点和应用情况。国内油田开展试点研究和推广应用，消除了管道重大风险隐患，显著降低事故率和维修费用，对于提高集输管道安全管理水平以及推动完整性管理技术进步具有重要意义。
与长输管道统一化、单一化不同，集输管道特点是类型多样复杂，例如中石油油气集输管道总长度35×104km，服役时间超过10年的老旧管道占比40%，部分位于人口密集区或者环境敏感区，或者输送含硫、酸性天然气等危险介质，管道安全管理难度大。解决集输管道安全管理难题，首要是处理管道类型繁杂与有限的资金、资源配置之间的矛盾，分级和差异化管理是有效方法。针对集输管道特点，按照设计压力等级（2.5MPa、4MPa和6.5Mpa）和管径（250mm、450mm），考虑管段长度、管输介质中酸性气体比例、持液量和最大允许运行压力等进行修正，管道划分为三种类型，分别制定相应的完整性管理策略，采用科学适用的检测和评价技术：
（1）Ⅰ级管道和Ⅱ级管道设计等级较高，等同于长输管道开展高后果区识别和风险评价，识别出的高风险管段应制定检测、评价和维修工作计划。
（2）Ⅲ级管道实行区域性管理维护，加强管道日常维护、线路巡护和预防第三方破坏，保证防腐层系统完好以及阴极保护系统正常运行，分析判断管道腐蚀速率规律，实施管道维修修复，预防发生腐蚀穿孔泄漏。
长输管道完整性管理遵循的基本原则，收集管道历史和现状信息，识别管道建设和运行期潜在危害因素，制定实施风险减缓措施，控制管道失效概率在可接受准则范围内。管道完整性管理是闭合循环模式，通过持续改进提高，保证管道系统在生命周期内始终处于可控状态。长输管道完整性管理的关键要素和工作流程基本适用于集输管道，集输管道完整性管理体系包括数据采集、高后果区识别、风险评价、检测评价、维护维修和效能评价共六个流程模块，见图1。
图1 集输管道完整性管理体系
Ⅰ级管道和Ⅱ级管道等同参照长输管道干线安全管理做法，执行行业标准SY/T 7380-2017《输气管道高后果区完整性管理规范》，开展管道沿线重点区域高后果区识别工作。油气田企业每年进行1次Ⅰ类管道高后果区识别和风险评价工作。如管段占压改线、管道附近进口密度、地区等级发生变化，应及时开展高后果区更新识别。
Ⅰ级管道和Ⅱ级管道位于一级或者二级地区是，可参照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》进行半定量风险评价。如Ⅰ级管道位于三级或者四级地区，参照SY/T 6891.2-2020《油气管道风险评价方法第2部分定量评价法》开展定量风险评价，必要时进行地质灾害和第三方破坏风险评价。
Ⅲ级管道风险评价重点是失效数据统计和腐蚀规律分析，实施区域性腐蚀控制，参照SY/T 6477-2020《含缺陷油气管道剩余强度评价方法》，确定管道腐蚀速率、剩余强度和允许工作压力，依据剩余寿命制定管道维修计划。
识别为高后果区管道以及属于高风险管段应进行检测和评价，根据评价结论采取维护维修措施，保证风险程度处于可接受范围。
5.1 管道防腐层检测技术
管道防腐层检测项目包括测试防腐层绝缘性能，测量防腐层破损点尺寸，确定管道阴极保护有效性，测试土壤腐蚀性及自然腐蚀电位，测试管-地电位，监测杂散电流等。长输管道防腐层检测技术包括皮尔逊法（Pearson）、直流电位梯度法（DCVG）、管中电流测绘法（PCM）和密间隔电位测试法（CIPS）。集输管道无阴极保护系统或外加电源采用PCM法；
有阴极保护系统或外加电源采用DCVG法，重点区域选择性现场开挖验证检测结果。油气集输站场工艺管道防腐层检测可采用非接触检测技术，例如瞬变电磁、SACT（应力集中扫描）和磁力层析等技术。
5.2 管体缺陷检测技术
中小管径集输管道选择超声波测厚仪和腐蚀坑深度测试仪。较长距离站间管道以及外输管道选择超声导波技术和超声相控阵技术。管体缺陷检测评价类型主要是平面/体积型腐蚀缺陷、凹坑、裂纹和机械损伤等，检测评价结论应给出缺陷严重程度、修复优先级排序和剩余寿命预测，制定管道缺陷修复计划以及再检测时间间隔。针对腐蚀缺陷剩余寿命预测较成熟，发展了基于电化学理论模型预测方法和基于内检测数据的预测方法。
5.3 管道内腐蚀检测技术
国内外已开展多种管道内检测技术的适用性研究，综合现场检测技术应用和评价结果准确性，集输管道内检测宜采用管道内腐蚀评估超声波直接检测和超声导波检测技术，即两种方法相结合的方案。其他可选技术包括漏磁管道内检测、瞬变电测检测技术（TEM）和NoPig检测技术。
长输管道发展趋势是高钢级、大口径和高压力，标准规范强制要求新建长输管道进行内检测。Ⅰ级管道等同视为长输管道，优先应用内检测技术，其次是压力试验技术，最后是内/外腐蚀直接评价法。Ⅰ级管道如存在河流穿跨越管段以及公路、铁路穿越管段，应开展专项评价。Ⅱ级管道和Ⅲ级管道结合防腐层检测技术，以内/外腐蚀直接评价为主。
针对完整性评价技术标准规范，内检测技术可参考国外标准NACE SP0102-2010《管道内检测》和API 1163-2013《内检测系统产品认证规范》。目前还缺少在役管道压力试验技术标准，可参考API RP1110-2013《输送天然气、石油气体、有害液体、高挥发性液体或二氧化碳的钢制管道的压力试验》。外腐蚀直接评价方法包括四个过程：预评价、简介检测、直接检查和后评价，国外已制定标准规范是NACESP0502-2010《管道外腐蚀直接评价方法（ECDA）》；
内腐蚀直接评价重点针对含水或酸性天然气集输管道，技术流程包括内腐蚀敏感性分析、确定可能内腐蚀位置、开挖验证选择性排序，可参考国外标准NACESP0206-2016《输送干天然气管道的内腐蚀直接评价方法（DG-ICDA）》、NACE SP0110-2010《湿天然气管道内腐蚀直接评价方法（WGICDA）》和NACESP0208-2008《液体原油管道内腐蚀直接评价方法》。
从2013年开始，油气集输管道完整性管理在国内十几个油田应用实施，形成识别-检测-评价-修复的管道维护模式，大庆油田累积完成12×104km管道风险评价，1.6×104km管道检测评价，识别缺陷破损5.2万个，完成修复缺陷共计1.3万个。集输管道安全管理水平提升，事故率逐年降低，例如西南油气田管道失效率由2013年0.00623次/（km·a）降至2021年0.0015次/（km·a）。
“十四五”期间，我国将全面推进油气田集输管道和油气站场管道完整性管理，目前在完整性检测和评价技术还存在不足。建议如下：
（1）集输管道科研攻关重点方向是高含硫天然气管道高后果区识别和风险评价技术，特别是位于人口密集区的高后果区管段以及水源保护地的高风险管段风险评价技术。
（2）集输管道检测技术难点是中小管径集输管道内检测技术、酸性天然气集输管道检测评价技术以及在役管道压力试验技术。
（3）未来发展方向是运用大数据分析技术，筹建集输管道建设、运行、检测、腐蚀和失效数据库，实现集输管道智能风险评价和检测评价。
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