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摘 要：GB 32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》中定义管道完整性为管道处于安全可靠的服役状态。主要包括：管道在结构和功能上是完整的;管道处于风险受控状态;管道的安全状态可满足当前运行要求。管道完整性管理要求对管道面临的风险因素进行识别和评价，持续消除识别到的不利影响因素。本文通过对白6库注采管道进行高后果区识别、风险评价，采取各种风险消减措施，实施管道全生命周期管理，将风险控制在合理、可接受的范围内，最终实现安全、可靠、经济地运行管道的目的。
关键词：完整性;高后果区;失效后果;风险评价
1 数据采集与整合
白6库注采管道规格Ф273×29mm，设计压力32MPa，运行压力13-32Mpa，运行温度-10-65℃，全长5.56km，采用L415管材，高温型三层PE加强级防腐，输送介质天然气。
2 高后果区识别
依据GB 32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》，该管道经过除三级、四级地区外，管道两侧各200m内有加油站、油库、第三方油气站场等易燃易爆场所，划分为II类高后果区。潜在影响半径≈150m。
根据《中国石油天然气股份有限公司大港油田油气生产管道管理办法》，该注采管道划分为Ⅰ类管道。
3 风险评价
根据《大港油田油气生产管道风险评价实施细则》，对该管道采用半定量风险评价方法，其风险等级为失效可能性与失效后果的乘积（R=P×C）。失效可能性主要考虑管道腐蚀和第三方破坏两大类;失效后果考虑输送介质、运行压力、敷设方式等因素，主要从安全、环境和生产影响等方面评价失效后果。根据细则计算相应的P、C值，并计算出风险等级R=32.8×5.75=188.6，判定为低风险等级。
4 完整性评价
受多种因素限制，完整性评价采用外腐蚀检测直接评价。管道跨越2处，附属设施齐全，阴极保护电位处于-0.95～-1.2V之间，符合GB/T 21448-2017《埋地钢质管道阴极保护技术规范》要求;有约46%的管段埋深不符合GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》埋深要求;管道全长5565m，质量为一、二级的防腐层占86%;三级占14%。整体性能良好，发现5处疑似破损点。经对破损点进行导波检测，缺陷信号均<3%，属低度缺陷。测得土壤电阻率<20Ω.m，属强腐蚀环境。测试过程中未发现杂散电流干扰。
5 风险消减与维护措施
5.1 严格执行标准
对管道埋深不足的部分进行回填土，至少≮0.8m，满足《输气管道工程设计规范》要求。及时跟踪管道防腐层及管体腐蚀损伤状况：每3年进行一次防腐层检测，及时跟踪管网运行及保护状况，确保管道阴极保护保护率98%以上。
5.2 其他
管道建设时，宜综合考虑的输送介质的物性参数，周边环境等因素，优选钢材，充分考虑腐蚀裕量，提升管道寿命。
6 结论
通过对白6库注采管道的系列分析评价，管道属I类天然气管道，处于II类高后果区，风险等级确为低风险等级，存有部分不足，但其整体完整性评价表现良好。
参考文献
[1]《中国石油天然气股份有限公司油气田管道和站场完整性管理规定》 中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司 2017.
[2]《中国石油天然气股份有限公司气田集输管道检测评价及修复技术导则》 中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司 2017.
[3]《大港油田油气生产管道风险评价实施细则》中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司 2018.
[4]GB32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》 中国计划出版社 2015.
[5]GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》 中国计划出版社 2015.
[6]TSG D7003-2009 50251-2015《压力管道定期检验规则》 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 2018.
[7]GB/T 21448-2017《埋地钢质管道陰极保护技术规范》 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 2014.
关键词：完整性;高后果区;失效后果;风险评价
1 数据采集与整合
白6库注采管道规格Ф273×29mm，设计压力32MPa，运行压力13-32Mpa，运行温度-10-65℃，全长5.56km，采用L415管材，高温型三层PE加强级防腐，输送介质天然气。
2 高后果区识别
依据GB 32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》，该管道经过除三级、四级地区外，管道两侧各200m内有加油站、油库、第三方油气站场等易燃易爆场所，划分为II类高后果区。潜在影响半径≈150m。
根据《中国石油天然气股份有限公司大港油田油气生产管道管理办法》，该注采管道划分为Ⅰ类管道。
3 风险评价
根据《大港油田油气生产管道风险评价实施细则》，对该管道采用半定量风险评价方法，其风险等级为失效可能性与失效后果的乘积（R=P×C）。失效可能性主要考虑管道腐蚀和第三方破坏两大类;失效后果考虑输送介质、运行压力、敷设方式等因素，主要从安全、环境和生产影响等方面评价失效后果。根据细则计算相应的P、C值，并计算出风险等级R=32.8×5.75=188.6，判定为低风险等级。
4 完整性评价
受多种因素限制，完整性评价采用外腐蚀检测直接评价。管道跨越2处，附属设施齐全，阴极保护电位处于-0.95～-1.2V之间，符合GB/T 21448-2017《埋地钢质管道阴极保护技术规范》要求;有约46%的管段埋深不符合GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》埋深要求;管道全长5565m，质量为一、二级的防腐层占86%;三级占14%。整体性能良好，发现5处疑似破损点。经对破损点进行导波检测，缺陷信号均<3%，属低度缺陷。测得土壤电阻率<20Ω.m，属强腐蚀环境。测试过程中未发现杂散电流干扰。
5 风险消减与维护措施
5.1 严格执行标准
对管道埋深不足的部分进行回填土，至少≮0.8m，满足《输气管道工程设计规范》要求。及时跟踪管道防腐层及管体腐蚀损伤状况：每3年进行一次防腐层检测，及时跟踪管网运行及保护状况，确保管道阴极保护保护率98%以上。
5.2 其他
管道建设时，宜综合考虑的输送介质的物性参数，周边环境等因素，优选钢材，充分考虑腐蚀裕量，提升管道寿命。
6 结论
通过对白6库注采管道的系列分析评价，管道属I类天然气管道，处于II类高后果区，风险等级确为低风险等级，存有部分不足，但其整体完整性评价表现良好。
参考文献
[1]《中国石油天然气股份有限公司油气田管道和站场完整性管理规定》 中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司 2017.
[2]《中国石油天然气股份有限公司气田集输管道检测评价及修复技术导则》 中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司 2017.
[3]《大港油田油气生产管道风险评价实施细则》中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司 2018.
[4]GB32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》 中国计划出版社 2015.
[5]GB 50251-2015《输气管道工程设计规范》 中国计划出版社 2015.
[6]TSG D7003-2009 50251-2015《压力管道定期检验规则》 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 2018.
[7]GB/T 21448-2017《埋地钢质管道陰极保护技术规范》 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 2014.