有技术等知识产权管理与保护。
第二节 管道技术管理
第四十三条 根据油田管道所处外部环境条件、输送介质和运行工况及其变化情况，开展相关数据和信息的统计与分析、影响管道完整性相关因素的识别与评估，解决管道失效的主要问题，优化管理措施与策略，降低系统运行风险。
（一）管道基础信息的管理
1.应建立与管道完整性管理相适应的基础数据库，主要包括：管道属性数据、管道环境数据、运行管理数据、检测评价修复数据、管道失效数据等。
2.定期开展数据的统计分析，掌握相似输送介质、运行工况下的风险及影响因素，为相同类型管道的评价、检测、维护维修等技术选择提供依据，提高技术应用的有效性和经济性。
3.建立完善管道动态风险分布图和风险预警机制，实时掌握重点风险源、风险点和风险的变化趋势，为增强管道高风险段的管控提供依据。
（二）综合应用管道本质安全检测与评价、泄漏监测、应力监测等技术，有效管控管道高后果区、高风险段。同时通过开展定量或定性风险评价，进行多种因素条件下的事故模拟分析，为应急预案制定与应急响应提供依据。
第四十四条 应开展管道在不同工况条件下的分级分类管理，通过技术经济对比与风险分析，选用合理的风险评价技术，制定适宜的评价周期。
第四十五条 应建立基于风险评价的管道完整性管理技术体系，形成
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适宜的管道外防腐保温层、管体、阴极保护措施及其它缺陷的修复技术，为管道完整性修复提供技术支持。
第三节 站场技术管理
第四十六条 应严格执行国家有关规定，开展特种设备、仪器仪表、自动化装置、安全与防护设备设施等的检测、检验、标定、调校等工作。
第四十七条 应制定科学合理分级分类的生产技术管理机制，从安全、环境两方面，定期开展站场的关键装置、要害部位、重大危险源等风险识别与评估，制定措施消除隐患。
第四十八条 应积极探索实施资产完整性管理，逐步建立资产完整性管理体系，通过综合应用完整性管理相关的检测、评价及修复等技术与方法，持续发现并消除缺陷，优化维护维修策略，不断改善生产系统本质安全状态与设备设施安全技术性能，降低系统运行风险。
第四十九条 工艺技术管理
（一）应根据设计和实际运行，建立工艺技术管理标准和实施方案，制定工艺技术检查的流程和内容，定期开展工艺技术检查。
（二）应根据物料物性及工况变化情况，定期开展工艺参数的分析，按照安全、平稳、高效、节能的原则，进行工艺调整与优化。
（三）应定期开展工艺技术管理交流和总结，提升技术管理水平。 第五十条 应根据技术应用实际情况，定期组织开展技术使用效果分析与评价，系统掌握相关技术适用条件、适用范围、精度指标、可靠性、稳定性、偏差及其影响因素等情况，分析不同技术间的差异与比较优势等，持续提升技术应用实效，甄别优选技术手段，增强技术应用能力与效果。
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第四节 技术标准管理
第五十一条 在实施油田管道和站场运行管理过程中，应充分发挥技术人员创新技术的能动性，对于管理过程产生的创新性技术或做法，通过运行实践取得良好效果的，应申报或修订技术标准，固化并推广应用。
第五十二条 各级管理单位和部门应及时获取管理标准、技术标准规范发布信息，并根据实际需要及时配备现行有效的标准，并严格执行，任何单位和个人不得擅自降低标准要求。各级标准化主管部门和相关职能部门应依据有关标准化法律法规，对强制性国家标准、行业标准、已被采用的推荐性标准和企业技术标准的实施情况进行监督。
第五十三条 技术标准的申报程序可参照相关的管理规定执行。
第五节 腐蚀与防护技术管理
第五十四条 各油气田公司应结合生产实际，设立专项费用，建立并实施基于风险检测的预防性修复的腐蚀与防护技术管理体系，逐步消除站场运行风险以及埋地管道运行过程中存在的失效事故，腐蚀与防护技术管理包括阴极保护系统的检测、评价管理，站场设备设施腐蚀检测、评价与修复管理，管道检测、评价与修复管理。
第五十五条 管道腐蚀与防护技术管理
（一）基于风险识别和排序，建立管道检测评价制度，及时掌控管道防腐层状况、阴极保护系统有效性、管体腐蚀状况、外部环境和内部输送介质腐蚀性、管道覆土层厚度、附属设施状况等，具体措施如下：
1.对于新建站间及以上或处于高后果区及高风险区的管道（段），应在3年内完成首次检测评价；对于已建站间及以上或处于高后果区及高风
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险区的管道（段），宜在三年内完成首次检测评价；再检测评估周期应根据本次检测评价结果分析确定，最长不超过八年。
2.对于单井埋地管道根据风险评估结果确定检测周期。
3.对于运行年限长、防腐层失效严重、内部介质及外部环境腐蚀性较强的管道，应缩短检测评价周期。
（二）应根据管道运行风险和事故后果的大小，建立管道的分级分类管理机制，形成适宜于不同类型、不同级别管道的风险评估技术，并开展管道风险评估：
1.对于单井管道，应结合输送介质的腐蚀性、管道失效历史数据分析，建立基于不同输送介质腐蚀分析的风险评估方法，开展管道运行风险的评估。
2.对于不能实施管道内腐蚀智能检测的站间及以上的管道，应在分析输送介质的腐蚀性、管道失效历史数据的基础上，结合管道外腐蚀检测结果，建立基于外检测的风险评估方法，开展管道运行风险的评估。
3.对于能实施管道内腐蚀智能检测的站间及以上的管道，应开展内腐蚀智能检测，依据相关的标准和风险评估方法，开展管道运行风险的评估。
（三）应依据管道风险评估结果，对管道外防腐保温层、管体、阴极保护措施及其它缺陷实施修复，确保管道运行期间管道本体和防护措施的完整性，降低管道腐蚀失效事故，延长管道使用寿命。
第五十六条 阴极保护系统的检测评价技术管理
（一）对于新投产的阴极保护系统在使用一年内，系统开展一次运行
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效果检测评价（包括阴极保护设备和设施运行效果的检测评价、对保护对象保护效果的检测评价等），及时整改发现的问题，形成整改评价报告并存档。
（二）应每年至少测试一次被保护管道的交、直流电干扰。对于存在交、直流干扰的管道，应采取排流措施；对于已经实施排流保护的管道，应每年至少测试和评价一次排流效果，排流效果不能满足规范要求的系统应及时实施改造；对于新建变电设施、高压输电线路、电气化铁路等引起电干扰环境发生较大变化，应加强电干扰测试。
（三）应每三年至少评价一次阴极保护系统的运行效果，并形成记录。 （四）每条管道在投运时应进行一次保护度测试，以后每五年测试一次。根据保护度的测试结果，调整阴极保护系统的保护电位设置。
第六章 生产维护与检修管理
第一节 生产维护管理
第五十七条 各油气田公司应根据规程规定，结合生产运行实际状况与分析评价等结果，制定维护维修方案，组织实施并监督检查。
第五十八条 油田管道生产维护维修管理 （一）油田管道维护维修管理对象主要包括： 1.管道标识与警示标志等标识类。
2.护堤、护坡、护岸、堤坝、挡水墙、堡坎、管桥、隧道及涵洞等水工保护与设施类。
3.强制电流阴极保护系统、牺牲阳极保护系统、交直流干扰与防护、
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