張秀林，謝麗婉，陳國明

（1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057；2.中國石油大學海洋油氣裝備與安全技術研究中心，山東東營257061） ①

海底管道完整性管理技術

張秀林1，謝麗婉2，陳國明2

（1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057；2.中國石油大學海洋油氣裝備與安全技術研究中心，山東東營257061）①

海底管道是海上油氣田的生命線，其運行狀況直接關系到海上油氣輸送的安全。論述了完整性管理技術與海底管道安全的邏輯關系；建立了海底管道完整性管理的體系框架；闡述了海底管道完整性管理的6個環(huán)節(jié)和5個層次內(nèi)容；提出國內(nèi)海底管道完整性管理的研究重點。明確了開展海底管道完整性管理工作的實施路徑，為我國海底管道完整性管理提供參考。

海底管道；完整性管理；體系；完整性評價

隨著我國海洋油氣資源開發(fā)力度不斷加大，越來越多的海底管道投入使用［1］。海底管道長期暴露于惡劣的海洋環(huán)境中，承受著復雜的工作載荷、環(huán)境載荷及意外風險載荷（錨泊、拖網(wǎng)、碰撞等），故海底管道的泄漏及結構損壞等事故屢見不鮮［2－3］。海底管道承擔著輸送石油、天然氣以及其他介質等重要任務，一旦發(fā)生失效，不僅維修與更換極其困難，而且影響正常生產(chǎn)運輸，污染海洋環(huán)境，給國家經(jīng)濟和國民生活造成巨大的損失［4］。因此，開展海底管道完整性管理，建立一套海底管道完整性評估與管理體系，保障海底管道的安全運行已成為當務之急。

國外幾十年的管道完整性管理積累了豐富的經(jīng)驗，制定了較完整的管道完整性管理體系［5－6］。我國在海底管道完整性管理方面尚處于起步階段，管理經(jīng)驗匱乏。截至目前，尚無對海底管道完整性管理技術進行系統(tǒng)性總結和分析的文獻［7］。本文全面分析了完整性管理技術與海底管道安全的相互關系，構建了海底管道完整性管理基本流程，論述了海底管道完整性管理的6個環(huán)節(jié)和5個層次內(nèi)容，并對國內(nèi)開展海底管道完整性管理提出建議。

1 完整性管理技術與海底管道安全的相互關系

海底管道完整性（SPI）是指海底管道在設計參數(shù)和條件下具備可靠運行并能抵抗外力影響的能力，主要表現(xiàn)為：

1） 海底管道在全壽命周期內(nèi)結構完整、功能健全。

2） 海底管道處于受控但平穩(wěn)運行的狀態(tài)。

3） 管道運營商不斷改進措施，防止管道事故發(fā)生。

海底管道完整性管理（SPIM）是為保證海底管道完整性所開展的一系列管理活動，主要是針對不斷變化的海底管道因素進行識別與評價，改善海底管道的不利因素，采取改進措施將風險控制在可接受的范圍之內(nèi)，達到降低海底管道事故發(fā)生率的目的，確保海底管道平穩(wěn)運行［8］。

作為一種全新管理理念的海底管道完整性管理，追求“預防為主、防范未然”的理念，是一種無事故哲學［9］。完整性管理技術和海底管道安全的相互關系如圖1所示。

圖1 完整性技術和海底管道安全的相互關系

由圖1可以看出：通過收集管道歷史資料、現(xiàn)場資料、內(nèi)外檢測數(shù)據(jù)、運營管理及維修等數(shù)據(jù)，在此基礎上對數(shù)據(jù)進行整合，開展管道高后果區(qū)分析與完整性評價等研究，可找出高風險重點區(qū)域，進行風險控制決策，并針對管道缺陷類型進行修復，降低事故概率，防止腐蝕泄露事故發(fā)生。

2 海底管道完整性管理環(huán)節(jié)

由于各國對完整性技術與海底管道安全關系的理解不同，因此開展管道完整性管理的模式與內(nèi)容也不盡相同。借鑒國內(nèi)外管道完整性管理體系［10］，構建海底管道完整性管理的一般流程如圖2所示。海底管道完整性管理包括確定失效類型并采集數(shù)據(jù)、高后果區(qū)分析、海底管道檢測、海底管道完整性評價、維修與維護、效能評價6個環(huán)節(jié)，并形成閉環(huán)系統(tǒng)，每個環(huán)節(jié)都需要體系文件、標準規(guī)范、系統(tǒng)平臺、支持技術與實施應用5個層次的支持與應用。

圖2 海底管道完整性管理流程

1） 確定失效類型與數(shù)據(jù)采集是開展海底管道完整性管理的基礎。數(shù)據(jù)采集之前首先要明確海底管道失效原因，進而確定需要采集哪些數(shù)據(jù)，然后再通過填報平臺填報數(shù)據(jù)。據(jù)歐洲管道事故數(shù)據(jù)組織對海底管道失效原因和頻率統(tǒng)計，第三方破壞、腐蝕、自然災害是海底管道失效的主要原因［11－12］。英國健康與安全協(xié)會（HSE）對英國北海的海底管道失效事故統(tǒng)計表明，第三方破壞（漁業(yè)活動、拖網(wǎng)、拋錨等）、腐蝕和波流沖刷（管跨、變形等）是海底管道失效的主要原因。海底管道完整性管理需要大量的數(shù)據(jù)，包括海洋環(huán)境載荷數(shù)據(jù)、管道施工數(shù)據(jù)、檢測及監(jiān)測數(shù)據(jù)、運行維護數(shù)據(jù)、返修數(shù)據(jù)等。隨著海底管道運行時間的推移，系統(tǒng)數(shù)據(jù)采集要不斷更新與維護。

2） 高后果區(qū)分析是整理分析所采集的海底管道相關數(shù)據(jù)，劃分管段，優(yōu)選評價方法，評價管段風險并對風險等級進行排序。根據(jù)可接受風險準則找出管道的高風險管段，識別高后果區(qū)所存在的威脅。管道管理者根據(jù)管段的特點制定有針對性的管理措施，并優(yōu)先對高風險管段開展完整性管理。

3） 海底管道檢測是完整性管理的重要環(huán)節(jié)，通過對各條海底管道進行有計劃的缺陷、防腐性能及其他性能的檢測，建立相應的數(shù)據(jù)庫和預測模型，為完整性評價奠定基礎。

4） 完整性評價是建立在海底管道檢測的基礎上，研究缺陷的動力學發(fā)展規(guī)律和材料性能退化規(guī)律，通過嚴格的理論計算、模型試驗和力學計算，確定管道的最大允許工作壓力、剩余強度、剩余壽命等，為海底管道的運行和維護提供科學依據(jù)。

5） 維修與維護是根據(jù)高后果區(qū)分析、安全檢測、完整性評價綜合制定維修方案，采取相應措施。相應措施主要分2種情況進行：①針對完整性評價獲得的嚴重程度高的缺陷制定立即修復計劃，依據(jù)現(xiàn)行標準和慣例實施修復響應；②根據(jù)完整性評價結果，針對可能存在的危害制定并執(zhí)行風險預防和減緩措施，阻止或降低海底管道的惡化趨勢。

6） 效能評價主要是對海底管道完整性管理執(zhí)行效果進行評估，主要包括：評估完整性評價方法的有效性、評估管理系統(tǒng)（程序）的有效性、評價管道修復方法及預防降低管道風險措施的有效性等。通過效能評價，不斷改進完整性管理程序，從而保障海底管道安全平穩(wěn)運行。

3 海底管道完整性管理層次內(nèi)容

3.1 體系文件

體系文件是開展海底管道完整性管理的指導性文件，用來指導和約束完整性管理的有效實施。體系文件一般由管理手冊、程序文件和作業(yè)規(guī)程3部分組成。

1） 管理手冊總體闡述海底管道完整性管理系統(tǒng)，概述總工作目標和各種活動。

2） 程序文件描述SPIM的工作內(nèi)容與職責。

3） 作業(yè)規(guī)程是指導完成某項具體工作的方法與操作規(guī)程。

海底管道完整性管理的體系文件主要包括：數(shù)據(jù)采集與整合程序及作業(yè)文件、高后果區(qū)分析程序與作業(yè)規(guī)程、完整性檢測與監(jiān)測程序、管道內(nèi)外檢測作業(yè)規(guī)程、完整性評價程序與作業(yè)規(guī)程、管道維修作業(yè)規(guī)程、效能評價程序與作業(yè)規(guī)程等。

3.2 標準規(guī)范

海底管道完整性管理標準是實施海底管道完整性管理6個環(huán)節(jié)的技術指南。除了API 1160— 2001《危險液體管道的完整性管理規(guī)范》和ASME B31.8S—2001《天然氣管道完整性管理規(guī)范》2個主要標準外，其他各種與完整性管理相關的支持性標準和規(guī)范，例如腐蝕評價、強度評價、檢測、監(jiān)測等標準和規(guī)范，共同構成海底管道完整性管理的標準與規(guī)范［5－13］。

國外管道完整性管理實施比較成熟，相關的標準、規(guī)范以及各種管道手冊形成較完善的支持體系。國內(nèi)完整性管理的標準、規(guī)范尚未形成體系，主要是消化吸收國際先進經(jīng)驗，結合國內(nèi)管道運行的實際，提出相應的管理措施和規(guī)范，逐步形成具有本國特色的管道完整性管理標準體系。目前國內(nèi)建立的相關標準主要集中在輸油管道與輸氣管道的工程設計規(guī)范、鋼質管道的檢測技術規(guī)范和缺陷安全評價標準等，尚未建立系統(tǒng)的管道完整性管理體系。

3.3 系統(tǒng)平臺

系統(tǒng)平臺是計算機技術在海底管道完整性管理中的應用。利用數(shù)據(jù)庫技術建立海底管道完整性數(shù)據(jù)庫，實現(xiàn)管道數(shù)據(jù)的有效管理與信息共享，保證數(shù)據(jù)的及時更新，并基于數(shù)據(jù)庫開發(fā)各種海底管道分析評價軟件與決策系統(tǒng)，構建以完整性管理為核心的海底管道安全保障體系應用平臺。海底管道完整性管理系統(tǒng)平臺如圖3所示。

圖3 海底管道完整性管理系統(tǒng)平臺

海底管道完整性管理系統(tǒng)平臺主要利用監(jiān)測、檢測等手段，獲取與專業(yè)管理相結合的海底管道完整性相關信息，通過對多種信息進行整合、加工處理并將其存儲到海底管道完整性數(shù)據(jù)庫，利用開發(fā)平臺對可能使海底管道失效的主要危險因素進行識別，開展適用性評估與完整性評價，最終達到持續(xù)改進、減少和預防海底管道事故發(fā)生、經(jīng)濟合理地保證海底管道的安全運行［14］。

3.4 支撐技術

海底管道完整性管理的各個環(huán)節(jié)涉及到很多配套的支持技術，例如檢測技術、完整性評價技術、風險評價技術等，這些技術的發(fā)展水平直接影響到完整性管理的順利實施。

3.4.1 檢測技術

海底管道檢測是進行完整性評價的基礎和前提，檢測技術水平的高低決定完整性評價的準確程度。海底管道檢測技術主要包括外檢測技術和內(nèi)檢測技術［15］。

海底管道外檢測主要是對海底水流沖刷致使的局部管道懸空、渦激振動導致的管道屈曲變形、開裂破壞、地震作用下海底土壤液化致使的管道沉陷、第三方活動導致的涂層損傷與機械損傷、外保護層系統(tǒng)及腐蝕電位讀數(shù)等進行診斷。管道外檢測通常由潛水員和潛水器在水下完成，技術方法除了傳統(tǒng)的目視檢測外，也涉及水下測厚、電位測量及水下磁粉和超聲檢測等先進方法。按檢測操作是在水面上還是在水面下進行，外檢測方法又可分為水面檢測和水下檢測。

1） 水面檢測是利用檢測工具在水面上對管道進行檢測，包括：采用超聲波測量技術檢測埋得不深的管道，確定坑道的輪廓和管道的埋土深度；檢測陰極保護情況；通過水的取樣檢測泄漏等。

2） 水下檢測需要利用載人潛水艇、遙控設備等海上運輸設備輔助進行管道定位和跟蹤、管道拍照、識別坑道輪廓和斷面、判斷管道埋土深度及高度和長度、檢測陰極保護、泄漏檢測和定位、管道厚度檢測、保護層檢測、腐蝕和外部機械損傷檢測等。根據(jù)需要檢測的內(nèi)容和管道的深度，可以選擇潛水員或潛水艇。通常，水深在0～50m之間可用潛水員；50～300m之間可以用潛水艇；有人駕駛的潛水艇可以在1 000m深的水中工作；對特別深的情況，需采用遙控設備。

海底管道內(nèi)檢測通常是在不影響油氣正常運輸?shù)那闆r下，根據(jù)漏磁、超聲波、渦流等探傷原理，利用檢測器對管道幾何變形、管壁腐蝕、裂紋狀況、壁厚變化、穿孔泄漏、焊縫等進行檢測。管道內(nèi)檢測主要利用各種內(nèi)檢測儀器設備來完成，內(nèi)檢測器按功能可分為用于檢測管道幾何變形的測徑儀、用于檢測因腐蝕產(chǎn)生的體積型缺陷的漏磁通檢測儀、用于探測管道泄漏的泄漏檢測儀、用于檢測裂紋類平面型缺陷的渦流檢測儀、超聲波檢測儀以及以彈性剪切波為基礎的裂紋檢測儀等。管內(nèi)檢測器的選擇必須根據(jù)每條管道的具體情況、所檢測缺陷的類型來確定。

3.4.2 完整性評價技術

海底管道完整性評價是應用統(tǒng)計、數(shù)學、經(jīng)濟等方法，利用采集到的數(shù)據(jù)，對海底管道運行的風險進行評估，從而決定海底管道能否繼續(xù)使用、使用期限、是否需要修復、如何修復等。完整性評價主要是可靠性評價、安全評價和失效風險評價幾項技術的有機結合，一整套海底管道完整性評價技術與方法如圖4所示。

圖4 海底管道完整性評價技術

3.4.3 風險管理

海底管道風險管理通常分為風險識別、風險評價、風險控制（決策）、風險信息反饋4個階段，如圖5所示。

1） 風險識別是海底管道風險管理必須采取的第1步，其主要目的是分析海底管道風險的主要影響因素，了解海底管道整體風險狀況。

2） 風險評價主要任務是計算海底管道相對風險值、根據(jù)管道風險標準確定各管段的風險等級、確定失效災害范圍、參照風險可接受準則判斷管段風險的可接受性、結合可靠性理論確定管道失效概率、開展失效后果分析等。涉及的風險評價方法包括：故障類型影響分析、致命度分析、專家評分法、風險矩陣法、層次分析法、模糊綜合評判、概率評價法等。

3） 風險控制是風險管理的決策階段，是開展風險管理的最終目的。根據(jù)風險評價結果，提出風險降低方案，并選出最佳方案對高風險管段實施維修與維護。

4） 風險信息反饋是將風險識別、風險評價、風險控制3個階段的信息進行整合反饋，使海底管道風險管理形成1個循環(huán)系統(tǒng)。完成風險控制后，海底管道系統(tǒng)的風險水平已發(fā)生了變化，此時的風險水平處在符合管理者要求的范圍內(nèi)。如果海底管道系統(tǒng)的某些參數(shù)在一定時期后發(fā)生變化，則需要重新評估，確定系統(tǒng)的風險水平是否符合要求，風險管理進入新的循環(huán)。

圖5 海底管道風險管理

3.5 實際應用

海底管道完整性管理的各個環(huán)節(jié)都需要投入實際應用，并通過反饋進行改進，完成持續(xù)提高。首先將現(xiàn)場數(shù)據(jù)采集的資料數(shù)字化并進行存儲，不斷更新完整性數(shù)據(jù)庫。通過高后果區(qū)分析識別出高風險管段，制定相關應對方案；其次，利用在線檢測、壓力試驗、直接評價等技術對海底管道進行檢測，并基于檢測數(shù)據(jù)開展可靠性評價、失效后果分析、風險評價、剩余強度評價與剩余壽命預測，達到風險預控；再次，根據(jù)完整性評價結果制定針對性的海底管道修復計劃，通過維修與維護環(huán)節(jié)進行管道修復，避免管道泄漏發(fā)生；最后，利用效能評價不斷完善、發(fā)現(xiàn)海底管道完整性工作的不足，積累經(jīng)驗，在應用中提高海底管道管理水平。

4 結論

1） 海底管道完整性管理包括確定失效類型并采集數(shù)據(jù)、高后果區(qū)分析、海底管道檢測、海底管道完整性評價、維修與維護和效能評價6個環(huán)節(jié)，每個環(huán)節(jié)都需要體系文件、標準規(guī)范、系統(tǒng)平臺、支持技術與實施應用5個層次的支持與應用。

2） 加強對國外海底管道完整性管理的跟蹤與技術交流，理解并掌握國外SPIM的發(fā)展趨勢，探索符合我國海底管道特點的管理模式，制定一套我國海底管道適用的完整性管理體系與法律法規(guī)。

3） 全面收集海底管道結構參數(shù)、檢測數(shù)據(jù)、運行歷史數(shù)據(jù)與環(huán)境特征參數(shù)等數(shù)據(jù)，加強海底管道設計、施工、運行與維護過程的數(shù)據(jù)積累，建立海底管道信息數(shù)據(jù)庫，奠定海底管道完整性評價基礎。

4） 將海底管道完整性管理與數(shù)據(jù)庫、地理信息系統(tǒng)、互聯(lián)網(wǎng)等先進信息技術相結合，構建海底管道完整性數(shù)字化管理平臺，實現(xiàn)海底管道風險動態(tài)管理。

［1］ 謝麗婉，陳國明，鞠少棟，等.基于管土耦合的海底管跨渦激疲勞分析程序［J］.石油礦場機械，2011，40（2）：

1－4.

［2］ 朱紅衛(wèi).海底管道虛擬安全系統(tǒng)初探［D］.東營：中國石油大學（華東），2007.

［3］ 時米波，陳國明，孫友義.基于管土耦合模型的海底管道管跨渦激振動分析［J］.石油礦場機械，2007，36（10）：5－8.

［4］ John Erickson.Gas Distribution Integrity Management Rule is on Its Way［J］.Pipeline ＆Gas Journal，2007，234（6）：36－39.

［5］ American Petroleum Institute.Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines［S］.API Standard 1160，2001.

［6］ Dr Phil Hopkins.The Changing World of Pipeline Integrity［J］.Pipes ＆Pipelines International，2002，47（3）：5－11.

［7］ 董紹華，楊祖佩.全球油氣管道完整性技術與管理的最新進展：中國管道完整性管理的發(fā)展對策［J］.油氣儲運，2007，26（2）：1－17.

［8］ 趙冬巖，余建星.海底管道完整性管理研究［J］.海洋技術，2008，27（4）：71－74.

［9］ Dan Ehrenreich，Diana May.Operating Benefits Achieved by Use of Advanced Data Communications for Oil and Gas SCADA Systems［C］／／SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference，Buenos Aires Argentina，2001：89－94.

［10］ David Jones.Risk Assessment Approach to Pipeline Life Management［J］.Pipes ＆Pipelines International，1998，43（1）：5－18.

［11］ 鄭賢斌.油氣長輸管道工程安全評價及其確定方法［J］.石油礦場機械，2007，36（8）：5－10.

［12］ 方華燦，趙學年，陳國明.海底管線腐蝕缺陷的安全可靠性評估［J］.石油礦場機械，2001，30（6）：1－4.

［13］ ASME B31.8S—2001，Standard for Managing Pipeline System Integrity［S］.

［14］ Deonarine D.Using Geographical Information System（GIS）Technology in State Owned Company［C］／／SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference，Port of Spain，Trinidad and Tobago，2002：116－121.

［15］ 張劍波，袁超紅.海底管道檢測與維修技術［J］.石油礦場機械，2005，34（5）：6－10.

Integrity Management Technique for Submarine Pipeline

ZHANG Xiu－lin1，XIE Li－wan2，CHEN Guo－ming2
（1.Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Zhanjiang524057，China；2.Centre for Offshore Engineering and Safety Technology，China University of Petroleum，Dongying257061，China）

Submarine pipeline is the lifeblood of offshore oil and gas fields and its operation is directly related to the safety of offshore oil and gas transportation.Compared with land pipelines，

submarine pipeline；integrity management；system；integrity assessment

1001－3482（2011）12－0010－06

TE95

A

2011－06－14

高等學校博士學科點專項科研基金（20060425506）；中央高?；究蒲袠I(yè)務費專項資金項目（09CX05008A）

張秀林（1972－），男，江蘇灌南人，工程師，主要從事海洋石油工程領域的技術工作，E－mail：zhangxl1＠cnooc.com.cn。inspection，monitoring and maintenance of submarine pipelines are difficult with harsh conditions for services.The event of an accident would bring huge economic losses and environmental pollution，it is necessary to carry out submarine pipeline integrity management research.Logic between the submarine pipeline integrity management technologies and security was systematically discussed；submarine pipeline integrity management system framework was established.Six segments and five levels contents of undersea pipeline integrity management were elaborated.The domestic research priorities of submarine pipeline integrity management and the implementation path for submarine pipeline integrity management were proposed，which could be the reference for submarine pipeline integrity management.