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【摘要】海底管道在我国海洋油气资源开发活动中发展迅速，成为海上油气田的生命线。作为连接海洋平台，海上储油设施及陆地终端的主动脉，其安全和通畅是保证海洋石油顺利开采的重要基础。但是由于各种因素的影响，海底管道服役期间环境恶劣，检修维护的难度很大，为了保障海底管道的安全运行，需要从设计、建造、运行的全过程中，融入管道完整性的管理。本文针对海底管道的运行要求和环境特点出发，分析影响海底管道完整性管理的因素，阐述相关对策，介绍具体案例，为海底管道的完整性管理提供借鉴。
【关键词】海底管道 完整性管理 全寿命安全
1 前言
随着我国海洋油气资源开发的快速发展，海底管道已经成为海上油气集输的重要方式。海底管道技术总的发展趋势是超远距离传输（最长已达1200公里）、超深水深和超大直径，工作温度和内压不断突破记录。从世界范围来看，海底管道具有投资巨大、技术难度高、运行风险大的显著特点，是海洋油气开发资源中最具挑战性的技术环节之一。经过最近几十年的发展，我国海底管道的总里程已超过3000公里，并在迅速增加。海底管道的自然环境与陆上油气管道相比，更加复杂恶劣，对其监测、维护维修的难度更大，一旦发生事故，其抢修的难度非常大，不但会造成巨大的直接经济损失，还会给海洋环境造成巨大的污染。
管道完整性管理技术起源于20世纪70年代初。鉴于当时欧美等工业发达国家的油气长输管道逐渐进去老龄期，安全事故频发，给社会与环境造成巨大损失，美国率先通过借鉴经济学和航空等工业领域中的风险分析技术对油气管道实施风险管理，以期最大限度地减少油气管道的事故发生率，并尽可能的延长管道的使用寿命，合理的分配有限的管道维护费用，逐步形成了管道完整性管理的法律法规、标准规范和系统的完整性管理模式。
管道完整性管理是一种以预防为主的管理模式。管道管理者通过针对管道面临的风险因素进行识别和评价，实施各种有针对性的风险隐患减缓措施，将风险控制在合理、可接受的范围内，从而使管道始终处于安全可控的服役状态，达到减少事故并经济合理地保证管道安全运行的目的。我国的油气管道完整性管理始于20世纪末，经过不断地研究、运用与发展，目前已形成了包括数据采集、高后果区识别、风险评价、完整性评价、维修维护和效能评价等六步循环的完整性管理方法及其核心支持技术。然而，仍然有一些瓶颈制约着我国油气管道的整体发展和完整性管理，如标准体系的建立、管理人员职业素质等因素。本文从影响管道完整性管理的因素、实施策略和蓬莱19-3海底管道完整性管理实践等三个方面来探讨管道完整性管理技术，为海底管道的完整性管理提供参考。
2 影响海底管道完整性管理的主要因素
随着海底管道业务的快速增长，其管理难度也在不断加大，主要面临老管道缺陷多、新管道地质灾害频发、第三方施工损害严重等问题，安全生产压力巨大。在各大公司全面推行管道完整性的过程中，发现在工程前期、运行期的关键技术储备、设计和施工标准以及从业人员的素质还不够等问题不能满足日益发展的管道需求，只有解决好这些问题，才能真正确保管道本质安全。
2.1 “天灾”
所谓天灾主要是指自然环境因素和管道腐蚀等对海底管道造的影响。
2.1.1自然环境因素
海水的流动冲击，海底泥砂流动，地震灾害等对管道的安全运行有着较大的影响。流体在海底油气管道两侧绕流时，会在海底油气管道后面形成漩涡脱落，漩涡脱落对海底油气管道有一定频率的动力作用，当漩涡脱落的激振频率与海底油气管道的固有频率接近时，海底油气管道就会发生强烈振动，这种现象称之为涡流激振，它是引起管道失效的重要原因。由于海底的凹凸不平，以及各种冲刷、水蚀及海床运动，海底油气管道可能出现自由悬跨。由于海底洋流、泥砂等的流动具有很大的不确定性，对其地质情况变化的监测、评估难度非常大。
2.1.2腐蚀因素
海底油气管道腐蚀也是造成海底油气管道失效的重要原因。海底管道作为典型的焊接结构，焊接过程常常使焊接接头的组织性能劣化及产生缺陷，而此处应力集中较为显著，从而埋下隐患。管道腐蚀因素又分为内外两方面。管内介质的腐蚀性强弱以及管道内部防腐措施的采取等属于内腐蚀。阴极保护、外防腐层质量、海底土壤腐蚀性、电流干扰、应力腐蚀等属于外腐蚀。对于外腐蚀，目前防腐和保温工作有合并的趋势，选取合适的防腐和保温对于管道的寿命有很大的影响。
2.2 “人祸”
所谓“人祸”主要是指一些关键技术储备、工程标准不够，专业管理人员不足的问题。
2.2.1关键技术储备问题
一些关键技术国内缺少相关经验。如高强钢焊接技术、高寒冻土管道运维技术、安全预警技术等等方面的经验仍需要大量的积累和完善。
2.2.2工程标准问题
目前在设计施工的过程中，使用的多项标准或技术指标落后，要求偏低，已经不满足社会对于安全的要求。如环焊缝的焊接缺少对焊缝处材料冲击功的关键指标的要求，一般的设计文件中要求都偏低；地质灾害设防标准低；管道数据采集、验收准确性标准等方面都缺少较为严格的工程标准。
2.2.3管道施工质量
管道制造的过程中管材内部和表面的缺陷、焊缝缺陷、制管偏差等原因影响管材的质量。施工因素有管道的铺设、焊接、补口、检验、回填、试压、检测、施工人员素质等。
2.2.4管理人员不足
由于风险评估相关经验不足，很多管道管理者未提前制定应对措施，使得总是被动应对，提高从业人员的完整性管理专业技术水平亟待解决。
3 实施策略
管道完整性技术与管理理念较新，实施起来，如果没有技术、人员等基础则无法正常实施。因此，搭建系统的技术储备体系、人才机制和标准系统是实施完整性管理的基础。 3.1 建立海底管道完整性管理体系
从运行的本质安全需求，分析管道存在的风险，提出系统需要解决的难题。目前国内建立的管道完整性管理主要是基于陆上油气管道，对于海上油气管道的完整性研究还处于初级阶段，所以应根据海底油气管道运行要求和失效特点，建立面向海底油气管道全生命周期的完整性管理体系。所谓全生命周期包括管道设计、建设、运营、修复、报废拆除等各个环节，引进国外海底油气管道的管理模式，取长补短，建立一套适合于自身的管道完整性管理体系。
3.2 促进从业人员的职业化发展
海底管道完整性管理，是一套跨学科的系统工程。它所涉及的内容广泛，不仅涵盖自然科学与工程技术，还囊括政策、法律、经济、管理等社会科学。近年来，管道公司正在推动管道完整性管理资质培训与取证工作，确定科学合理的资质要求，完善培训和取证体系是管道行业应考虑的问题，只有解决人员的资质问题，才能提高管道建设和运维水平。
3.3 全员参与
管道整体维护计划的执行和落实需要全员参与，管道公司内部管理组织机构应层次清晰，各个层级应有明确的分工，强化各级人员的责任意识，提高各自的专业技能，在整体上形成从管道操作一线到管理层的风险因素呈报、风险预警和风险监控三大系统。管道运营公司还应积极联合政府、海事部门、环境保护部门、安全认证机构等部门共同合作，形成广义上的全员参与体系，以确保管道完整性确实达到完整的效果。
4 蓬莱19-3油田海底管道完整性实践
蓬莱19-3油田于1999年5月发现，水深28米，是目前中国最大的海上油田（图1）。
该油田二期项目2010年4月全面投产，二期建设6座平台、1座单点软钢臂系泊系统（SYMS）、1条30万吨级的浅吃水区域作业的FPSO，铺设海底管道18条共65公里，海底电缆16条共60公里。4.1 风险识与控制
以往研究表明，导致海底管道溢油事故的外部原因包括海面失落重物的碰撞、渔船拖网或船舶误抛锚、自然灾害等；内部原因有管道腐蚀、材料缺陷等。
海底管道在设计阶段留有较大的腐蚀余量，同时提供了牺牲阳极的阴极防腐保护。在生产作业期间连续监测海底管道运行状况，注入与调整化学药剂的使用等，从而杜绝由于材料缺陷和腐蚀而引起溢油的可能。
从设计阶段，按照100年一遇的台风参数和200年重现期的地震强度与海床泥面液化的影响进行设计，减少了因自然灾害引起溢油的风险。
海底管道安装铺设期间采用专业的铺管船。安装期间严格控制质量，侧重焊接、焊口检验、涂层修补及配重层填充。铺设前进行全路由海床调查，全部海管均采用水力挖沟埋设。铺设完成后，安装设计规范进行试压和清管作业。结束后委托专业公司进行后调查，并形成报告归档，保证资料的完整性。
4.2 完整性管理体系
编制海底管道完整性管理体系即海底管道完整性管理程序，其内容包含海底管道维护性通球程序；海底管道在线检查规范；海底管道紧急维修预案；水下完整性检查程序。该体系根据API580制定，要求对在役设施的流程管线、压力容器及海底管道，采用基于风险的检验管理准则及方法。主要目的是通过有效地执行和优化资产运营完整性相关的程序，确保公司的资产完整性和工艺安全。
4.2.1海底管道维护性通球程序
海底管道维护性通球程序主要用来确保各海底管道的通球频次与采样间隔并按计划实施。日常维护性通球的主要目的是减缓管道内腐蚀。清管球主要有5种基本类型：球状、聚乙烯泡沫球、碗型、碟片型、杯型以及组合型。蓬莱19-3的通球频次从管道投用初期的每2周一次，后来逐步调整到现在的每2月一次。
4.2.2海底管道在线检查
海底管道在线检查规范中明确了如何实施在线智能通球。蓬莱19-3油田海底管道，通过发射“智能检测球”，利用超声波和漏磁检测技术，了解海底管道内部和外部情况。如发现异常，可依据检测数据对其进行定性和定量分析。2009年9月对平台A-C管道进行了检测，未发现异常。
4.2.3海底管道紧急维修预案
海底管道属于高投入高风险的工程设施，一旦损坏，负面影响巨大。泄露发生以后，首先动用直升机或船舶沿整个海管路由进行巡查，确认大概位置，同时通过政府部门向经过管道路由的渔船和船舶收集信息，之后通过声纳或潜水员确认漏点。其他确认漏点方法有ROV水下扫测、管道注入染色剂、通过智能球检测等手段，一旦确认漏点，需根据实际情况，继续生产或停产维修。
4.2.4水下完整性检查程序
水下完整性检查程序制定了完整的水下结构包括FPSO船体在内的结构检查管理流程。目的是为了确保水下结构包括平台及单点的导管架、立管、J型管、牺牲阳极的阴极保护系统、海底管道和FPSO船体等，其风险能够在其生命周期内控制在可接受的水平，确保寿命周期内作业安全。该程序涵盖了和海底管道相关的附属结构的外观检查，包括膨胀弯、膨胀弯法兰、立管卡子、阳极块、海生物厚度、飞溅区涂层等。
4.3 其他方面
日常油气生产作业过程中需要注入各种化学药剂。生产水处理系统一般要注入清水剂、杀菌剂、缓蚀剂、防垢剂等；海水处理系统需要加入脱氧剂、缓蚀剂、防垢剂、助滤剂等。化学药剂在一定程度上能够延缓腐蚀、抑制结垢、控制细菌滋生，保护管道和设备设施安全运行。
5 结语
海底管道的快速发展，给管道完整性管理带来了机遇和挑战。本文从海底管道完整性管理出发，分析了影响海底管道完整性管理的要素并给出了对策，最后对正在实施管道完整性管理的蓬莱19-3油田群做一分析，希望为海底管道完整性的管理提供借鉴。
参考文献
[1] API RP 579，“Fitness-for-Service”，1st Edition，API，2000
[2] 姚安林，徐涛龙，等. 国内油气管道完整性管理应予重视的问题[J].油气储运，2010，29（10）
[3] 黄志潜. 管道完整性及其管理.焊管，2004，27（3）
[4] 刘如山.长输管道漏失监测技术应用.石油工业技术监督，2007，（9）
作者简介
王超众，男，1987年生，2010年毕业于大连理工大学，现就职于海洋石油工程（青岛）有限公司担任配管工程师。
【关键词】海底管道 完整性管理 全寿命安全
1 前言
随着我国海洋油气资源开发的快速发展，海底管道已经成为海上油气集输的重要方式。海底管道技术总的发展趋势是超远距离传输（最长已达1200公里）、超深水深和超大直径，工作温度和内压不断突破记录。从世界范围来看，海底管道具有投资巨大、技术难度高、运行风险大的显著特点，是海洋油气开发资源中最具挑战性的技术环节之一。经过最近几十年的发展，我国海底管道的总里程已超过3000公里，并在迅速增加。海底管道的自然环境与陆上油气管道相比，更加复杂恶劣，对其监测、维护维修的难度更大，一旦发生事故，其抢修的难度非常大，不但会造成巨大的直接经济损失，还会给海洋环境造成巨大的污染。
管道完整性管理技术起源于20世纪70年代初。鉴于当时欧美等工业发达国家的油气长输管道逐渐进去老龄期，安全事故频发，给社会与环境造成巨大损失，美国率先通过借鉴经济学和航空等工业领域中的风险分析技术对油气管道实施风险管理，以期最大限度地减少油气管道的事故发生率，并尽可能的延长管道的使用寿命，合理的分配有限的管道维护费用，逐步形成了管道完整性管理的法律法规、标准规范和系统的完整性管理模式。
管道完整性管理是一种以预防为主的管理模式。管道管理者通过针对管道面临的风险因素进行识别和评价，实施各种有针对性的风险隐患减缓措施，将风险控制在合理、可接受的范围内，从而使管道始终处于安全可控的服役状态，达到减少事故并经济合理地保证管道安全运行的目的。我国的油气管道完整性管理始于20世纪末，经过不断地研究、运用与发展，目前已形成了包括数据采集、高后果区识别、风险评价、完整性评价、维修维护和效能评价等六步循环的完整性管理方法及其核心支持技术。然而，仍然有一些瓶颈制约着我国油气管道的整体发展和完整性管理，如标准体系的建立、管理人员职业素质等因素。本文从影响管道完整性管理的因素、实施策略和蓬莱19-3海底管道完整性管理实践等三个方面来探讨管道完整性管理技术，为海底管道的完整性管理提供参考。
2 影响海底管道完整性管理的主要因素
随着海底管道业务的快速增长，其管理难度也在不断加大，主要面临老管道缺陷多、新管道地质灾害频发、第三方施工损害严重等问题，安全生产压力巨大。在各大公司全面推行管道完整性的过程中，发现在工程前期、运行期的关键技术储备、设计和施工标准以及从业人员的素质还不够等问题不能满足日益发展的管道需求，只有解决好这些问题，才能真正确保管道本质安全。
2.1 “天灾”
所谓天灾主要是指自然环境因素和管道腐蚀等对海底管道造的影响。
2.1.1自然环境因素
海水的流动冲击，海底泥砂流动，地震灾害等对管道的安全运行有着较大的影响。流体在海底油气管道两侧绕流时，会在海底油气管道后面形成漩涡脱落，漩涡脱落对海底油气管道有一定频率的动力作用，当漩涡脱落的激振频率与海底油气管道的固有频率接近时，海底油气管道就会发生强烈振动，这种现象称之为涡流激振，它是引起管道失效的重要原因。由于海底的凹凸不平，以及各种冲刷、水蚀及海床运动，海底油气管道可能出现自由悬跨。由于海底洋流、泥砂等的流动具有很大的不确定性，对其地质情况变化的监测、评估难度非常大。
2.1.2腐蚀因素
海底油气管道腐蚀也是造成海底油气管道失效的重要原因。海底管道作为典型的焊接结构，焊接过程常常使焊接接头的组织性能劣化及产生缺陷，而此处应力集中较为显著，从而埋下隐患。管道腐蚀因素又分为内外两方面。管内介质的腐蚀性强弱以及管道内部防腐措施的采取等属于内腐蚀。阴极保护、外防腐层质量、海底土壤腐蚀性、电流干扰、应力腐蚀等属于外腐蚀。对于外腐蚀，目前防腐和保温工作有合并的趋势，选取合适的防腐和保温对于管道的寿命有很大的影响。
2.2 “人祸”
所谓“人祸”主要是指一些关键技术储备、工程标准不够，专业管理人员不足的问题。
2.2.1关键技术储备问题
一些关键技术国内缺少相关经验。如高强钢焊接技术、高寒冻土管道运维技术、安全预警技术等等方面的经验仍需要大量的积累和完善。
2.2.2工程标准问题
目前在设计施工的过程中，使用的多项标准或技术指标落后，要求偏低，已经不满足社会对于安全的要求。如环焊缝的焊接缺少对焊缝处材料冲击功的关键指标的要求，一般的设计文件中要求都偏低；地质灾害设防标准低；管道数据采集、验收准确性标准等方面都缺少较为严格的工程标准。
2.2.3管道施工质量
管道制造的过程中管材内部和表面的缺陷、焊缝缺陷、制管偏差等原因影响管材的质量。施工因素有管道的铺设、焊接、补口、检验、回填、试压、检测、施工人员素质等。
2.2.4管理人员不足
由于风险评估相关经验不足，很多管道管理者未提前制定应对措施，使得总是被动应对，提高从业人员的完整性管理专业技术水平亟待解决。
3 实施策略
管道完整性技术与管理理念较新，实施起来，如果没有技术、人员等基础则无法正常实施。因此，搭建系统的技术储备体系、人才机制和标准系统是实施完整性管理的基础。 3.1 建立海底管道完整性管理体系
从运行的本质安全需求，分析管道存在的风险，提出系统需要解决的难题。目前国内建立的管道完整性管理主要是基于陆上油气管道，对于海上油气管道的完整性研究还处于初级阶段，所以应根据海底油气管道运行要求和失效特点，建立面向海底油气管道全生命周期的完整性管理体系。所谓全生命周期包括管道设计、建设、运营、修复、报废拆除等各个环节，引进国外海底油气管道的管理模式，取长补短，建立一套适合于自身的管道完整性管理体系。
3.2 促进从业人员的职业化发展
海底管道完整性管理，是一套跨学科的系统工程。它所涉及的内容广泛，不仅涵盖自然科学与工程技术，还囊括政策、法律、经济、管理等社会科学。近年来，管道公司正在推动管道完整性管理资质培训与取证工作，确定科学合理的资质要求，完善培训和取证体系是管道行业应考虑的问题，只有解决人员的资质问题，才能提高管道建设和运维水平。
3.3 全员参与
管道整体维护计划的执行和落实需要全员参与，管道公司内部管理组织机构应层次清晰，各个层级应有明确的分工，强化各级人员的责任意识，提高各自的专业技能，在整体上形成从管道操作一线到管理层的风险因素呈报、风险预警和风险监控三大系统。管道运营公司还应积极联合政府、海事部门、环境保护部门、安全认证机构等部门共同合作，形成广义上的全员参与体系，以确保管道完整性确实达到完整的效果。
4 蓬莱19-3油田海底管道完整性实践
蓬莱19-3油田于1999年5月发现，水深28米，是目前中国最大的海上油田（图1）。
该油田二期项目2010年4月全面投产，二期建设6座平台、1座单点软钢臂系泊系统（SYMS）、1条30万吨级的浅吃水区域作业的FPSO，铺设海底管道18条共65公里，海底电缆16条共60公里。4.1 风险识与控制
以往研究表明，导致海底管道溢油事故的外部原因包括海面失落重物的碰撞、渔船拖网或船舶误抛锚、自然灾害等；内部原因有管道腐蚀、材料缺陷等。
海底管道在设计阶段留有较大的腐蚀余量，同时提供了牺牲阳极的阴极防腐保护。在生产作业期间连续监测海底管道运行状况，注入与调整化学药剂的使用等，从而杜绝由于材料缺陷和腐蚀而引起溢油的可能。
从设计阶段，按照100年一遇的台风参数和200年重现期的地震强度与海床泥面液化的影响进行设计，减少了因自然灾害引起溢油的风险。
海底管道安装铺设期间采用专业的铺管船。安装期间严格控制质量，侧重焊接、焊口检验、涂层修补及配重层填充。铺设前进行全路由海床调查，全部海管均采用水力挖沟埋设。铺设完成后，安装设计规范进行试压和清管作业。结束后委托专业公司进行后调查，并形成报告归档，保证资料的完整性。
4.2 完整性管理体系
编制海底管道完整性管理体系即海底管道完整性管理程序，其内容包含海底管道维护性通球程序；海底管道在线检查规范；海底管道紧急维修预案；水下完整性检查程序。该体系根据API580制定，要求对在役设施的流程管线、压力容器及海底管道，采用基于风险的检验管理准则及方法。主要目的是通过有效地执行和优化资产运营完整性相关的程序，确保公司的资产完整性和工艺安全。
4.2.1海底管道维护性通球程序
海底管道维护性通球程序主要用来确保各海底管道的通球频次与采样间隔并按计划实施。日常维护性通球的主要目的是减缓管道内腐蚀。清管球主要有5种基本类型：球状、聚乙烯泡沫球、碗型、碟片型、杯型以及组合型。蓬莱19-3的通球频次从管道投用初期的每2周一次，后来逐步调整到现在的每2月一次。
4.2.2海底管道在线检查
海底管道在线检查规范中明确了如何实施在线智能通球。蓬莱19-3油田海底管道，通过发射“智能检测球”，利用超声波和漏磁检测技术，了解海底管道内部和外部情况。如发现异常，可依据检测数据对其进行定性和定量分析。2009年9月对平台A-C管道进行了检测，未发现异常。
4.2.3海底管道紧急维修预案
海底管道属于高投入高风险的工程设施，一旦损坏，负面影响巨大。泄露发生以后，首先动用直升机或船舶沿整个海管路由进行巡查，确认大概位置，同时通过政府部门向经过管道路由的渔船和船舶收集信息，之后通过声纳或潜水员确认漏点。其他确认漏点方法有ROV水下扫测、管道注入染色剂、通过智能球检测等手段，一旦确认漏点，需根据实际情况，继续生产或停产维修。
4.2.4水下完整性检查程序
水下完整性检查程序制定了完整的水下结构包括FPSO船体在内的结构检查管理流程。目的是为了确保水下结构包括平台及单点的导管架、立管、J型管、牺牲阳极的阴极保护系统、海底管道和FPSO船体等，其风险能够在其生命周期内控制在可接受的水平，确保寿命周期内作业安全。该程序涵盖了和海底管道相关的附属结构的外观检查，包括膨胀弯、膨胀弯法兰、立管卡子、阳极块、海生物厚度、飞溅区涂层等。
4.3 其他方面
日常油气生产作业过程中需要注入各种化学药剂。生产水处理系统一般要注入清水剂、杀菌剂、缓蚀剂、防垢剂等；海水处理系统需要加入脱氧剂、缓蚀剂、防垢剂、助滤剂等。化学药剂在一定程度上能够延缓腐蚀、抑制结垢、控制细菌滋生，保护管道和设备设施安全运行。
5 结语
海底管道的快速发展，给管道完整性管理带来了机遇和挑战。本文从海底管道完整性管理出发，分析了影响海底管道完整性管理的要素并给出了对策，最后对正在实施管道完整性管理的蓬莱19-3油田群做一分析，希望为海底管道完整性的管理提供借鉴。
参考文献
[1] API RP 579，“Fitness-for-Service”，1st Edition，API，2000
[2] 姚安林，徐涛龙，等. 国内油气管道完整性管理应予重视的问题[J].油气储运，2010，29（10）
[3] 黄志潜. 管道完整性及其管理.焊管，2004，27（3）
[4] 刘如山.长输管道漏失监测技术应用.石油工业技术监督，2007，（9）
作者简介
王超众，男，1987年生，2010年毕业于大连理工大学，现就职于海洋石油工程（青岛）有限公司担任配管工程师。