为保证管道完整性管理工作的顺利实施，推动和规范管道完整性管理方法的应用。根据输油气管道常规检测方案，统一并完善检测结果的记录格式，为后期管道评价工作及完整性管理工作奠定基础。
2.管道完整性管理技术涉及的内容
·数据收集与整理；
·高后果区识别；
·风险评价；
·完整性检测评价；
·维护与维修；
·效能评价等。
3.管道检测项目
3.1管道资料收集：调查收集管道的技术档案、运行状况等方面的相关资料，确认资料清单明细，重要信息（包括管道设计参数、运行参数、检验记录、改造维修记录、故障与事故记录等）进行整理记录。
3.2敷设环境调查：包括管道位置、走向、埋深、地区等级、人口密度、地面装置（地面管道、三通、阀室、阀井、标志桩、测试桩、标志牌等）、管道防护带（护坡堡坎、地面活跃程度、深根植物等）、穿跨越管道、露管浮管等情况。
3.3PCM+ACVG防腐层检测：防腐层漏损点绝对位置、相对位置、GPS坐标、dB值、深度等。
3.4DCVG+CIPS检测：防腐层漏损点绝对位置、相对位置、GPS坐标、IR%、通电电位、断电电位等。
3.5探坑检测：
①开挖点位置（坐标）、深度、选点原因等；
②腐蚀环境：管地电位、土壤电阻率、照片等；
③防腐层：防腐层类型、结构、外观描述、厚度、粘接力、电火花检漏，照片等；
④管体腐蚀：腐蚀的部位、腐蚀产物颜色、腐蚀坑深和腐蚀面积、腐蚀缺陷示意图、管道壁厚（判断内腐蚀情况）、照片等。
⑤填写分公司“防腐层破损点开挖验证表”
3.6阴极保护系统有效性检测
①探坑开挖处管地电位测试：需对所有管线每个探坑开挖处的管道进行管地电位测试，测试时采用近参比法，将参比电极尽可能靠近管道。
②开，关电位测试：对采用了强制电流阴极保护的管道，测试所有阴极保护测试桩处的开关电位。
③阴极保护设施测试，记录恒电位仪输出电压和电流，测试辅助阳极床接地电阻、绝缘装置的绝缘性能。
4.管道评价项目
需要对管道沿线地质灾害风险评价、半定量风险评价及高后果区和高风险管段的定量风险评价、并对管线泄漏失效分析，管道现状进行评价，指导今后的管道运行维护管理。
4.1地质灾害风陆评价
开展各地质灾害隐患现状调查，查明地形地貌、地层岩性、地质构造和水文、岩土工程地质等地质环境条件，查明已有地质灾害类型、分布范围、规模、活动性或稳定性及损失情况。评价各地质灾害隐患对地质环境、生态环境破坏和引发或加刷地质灾害的可能性，以及地质灾害危害的危险性。
在地质灾害危险性评估的基础上进行管道地质灾害风险评价；根据地质灾害危险性评估及管道地质灾害风险评价的结果，对各地质灾害点提出下步工作及可行的防控措施建议。
4.2管道半定量风险评价
用系统的、分析的方法来识别管道运行过程中潜在的危险、确定发生事故的概率和事故的后果，将引起管道事故的原因分为第三方破坏、腐蚀、设计和操作四大娄，分别对这些因素进行分析评分，结合管输介质的危险性和影响得出相对风险值。
4.3高后果区和高风险段的定量风险评价
对管道存在的高后果区管段进行定量风险评价；对影响待评价管线的危险因素进行识别，对事故发生的频率和后果进行量化的计算，做出全面、综合的风险分析，评价风险可接受水平，提出降低风险的建议措施。
4.4管线泄漏失效分析
对管线焊缝开裂失效进行失效分析。
对失效管样进行宏观目视检查，确认裂纹源区位置、宏观端口形貌、取样送检位置及数量。
对失效管样根据需要取样，进行理化性能、断口分析、残余应力分析等；得出焊缝开裂原因。
4.5提出管道维修建议
根据常规检测和评价结果，制定管道维修清单。清单需包括缺陷的类型，具体位置与方位，缺陷的大小等详细信息。
制定管道修复的时间表，按照管道缺陷的轻重缓急可将维修响应分立即响应、计划响应、进行监测三类。
进行防腐层维修时，必须评价防腐层破损处的腐蚀缺陷，然后维修评价为Ⅲ级、Ⅳ级、Ⅴ级的腐蚀缺陷。
