圖1  油氣儲運管理平臺架構(gòu)

1.2  推行管道完整性管理

（1）數(shù)據(jù)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(biāo)等基礎(chǔ)數(shù)據(jù)錄入，收集整理閥組、閥井、陰極保護(hù)等數(shù)據(jù)，并建立臺賬（如圖2所示）。在2條新建管道上探索開展建設(shè)期數(shù)據(jù)采集，追蹤采集管道施工至投產(chǎn)運行的13類278項基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。 

圖2 油氣儲運管理平臺基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

（2）高后果區(qū)識別

以GIS系統(tǒng)和現(xiàn)場調(diào)查相結(jié)合的方式，對29條650 km敏感地區(qū)管道進(jìn)行了高后果區(qū)識別，識別管道公里數(shù)占全部天然氣管道的33.2%。根據(jù)QSY 1180.6-2009《管道完整性管理規(guī)范》中的高后果區(qū)打分表進(jìn)行打分，識別出廣電大廈、大慶一中、解放村商業(yè)區(qū)等12處分值500以上的區(qū)域為高風(fēng)險區(qū)域，在此基礎(chǔ)上制定了防控措施，為后續(xù)風(fēng)險評估、完整性評價提供技術(shù)支持。

（3）管道檢測

①長輸管道內(nèi)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(nèi)檢測，共發(fā)現(xiàn)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(jù)ASME評價方法，判定須立即修復(fù)的缺陷點為3處。

圖3 金屬損失點

②油田內(nèi)部天然氣管道內(nèi)檢測�？朔�管徑小、距離短、城區(qū)地面環(huán)境復(fù)雜等難題，對DN250以上的油田內(nèi)部外輸氣管道開展了內(nèi)檢測，共完成7條120 km天然氣管道內(nèi)檢測作業(yè)，發(fā)現(xiàn)腐蝕減薄、機(jī)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(fēng)險評估

以薩南至甲醇廠18 km管道為試點開展風(fēng)險評估工作（如圖5所示）。發(fā)現(xiàn)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(jié)果相符。應(yīng)力和剩余強(qiáng)度滿足規(guī)范要求，預(yù)測剩余壽命為7.56年。

圖5 油氣儲運管理平臺風(fēng)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(nèi)檢測數(shù)據(jù)為依據(jù)，總結(jié)和確定需要立即維修及計劃維修缺陷，預(yù)測剩余壽命，確定再檢周期，推薦維修方法。

（6）維修與維護(hù)

對管道金屬損失、變形缺陷，主要采用碳纖維補(bǔ)強(qiáng)技術(shù)修復(fù)；對管道開孔，在慶哈管道上成功應(yīng)用了小口徑帶壓封堵技術(shù)，實現(xiàn)了不停輸修復(fù)，避免了對上游生產(chǎn)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(shù)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(yù)防腐蝕和盜栽方面效果明顯（見表1）。

 3  結(jié)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(nèi)檢測作為目前最為有效的管道檢測手段，可以應(yīng)用于大慶油田長輸管道和油田內(nèi)部主干管道，對于提前發(fā)現(xiàn)管道缺陷，及時修復(fù)，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(yīng)在這方面進(jìn)一步加強(qiáng)。 

作者：李越，女，工程師，1984年生，2006年畢業(yè)于西南石油學(xué)院（北京）計算機(jī)與信息專業(yè)，現(xiàn)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(hù)》2017年第3期（總第34期）