完整性管理作为一种系统化、模块化的管道风险管理手段，已被国内外管道企业广泛采用。近年来，中石油西部管道公司在推行完整性管理过程中，在四个关键环节做文章、下功夫，有效提升了企业的管道安全管理水平。 　　关键一：融合 　　西部管道在吃透、理顺完整性管理工作基础上，结合公司自身管理特点，逐步将完整性管理理念融合到公司的管理体系中。
　　 一是管理机制逐步成熟。结合公司管理特点，逐步形成了管道处、生产运行处各司其职，科技信息服务中心提供技术支持的“ 2+1”管理模式。
　　二是管理体系简化优化。完整性管理体系文件经过三次重写，逐步实现简化优化，借助集团公司一体化管理体系试点，顺利完成与QHSE、测量、内控等体系的效融合，形成了涵盖建设期、运营期的完整性管理体系。
　　三是管理平台专业智能。形成了PIS、设备设施管理系统两大业务管理平台，累计录入业务表单20余万。
　　四是考核体系精细科学。共引进37项KPI指标，覆盖完整性管理各项流程。 　　关键二：细化 　　近年来，公司的管道风险识别从零起步，短时间内覆盖率达到了100%。同时，风险识别工具不断完善，风险识别成果得以细化。
　　精细化管理受影响管道，编制了环境敏感区识别准则，形成人口密集区、地下管网、河流等9项基础信息台账。有序开展高后果区识别及风险评估工作，建立高后果区动态识别机制和分级管理机制，引入高分辨率卫星技术，利用北斗卫星成功试点果子沟等季节性封闭管段的全天候动态监测、监控工作；针对现有风险评估技术盲点，建立特殊焊缝管理台账、应力腐蚀开裂敏感区台账，主动管理各类危害。形成“专业调查监测、汛前科学评价、汛期及时维护、汛后效果评估”的汛期风险管理机制。完成鄯乌线芦草沟沉降区等6处应力应变点的量化评价、 39处防洪安全评价、果子沟1#隧道安全评估。近5年，识别并治理各类高风险点126处，高后果区识别率、风险评估覆盖率均达到100%。 　　
关键三：管控 　　近年来，公司围绕本质安全大力开展风险防控，风险控制手段和控制力有了较大提升。
　　一是管道巡护工作全面实现社会化。 2013年1月1日起，公司完成巡护模式变革，全面实行社会化巡护。自此，在巡护力量逐步增加的情况下，断缆次数逐年降低，巡护成本由2008年的5934元/公里逐步降低至2014年的4067元/公里，累计下降了1867元，下降幅度达31%，实现了管理效果和管理成本的双赢。
　　二是站场区域阴保全覆盖。站场区域性阴极保护逐步实施，有效减缓站场埋地管道腐蚀。 2009年，以乌兰线达坂城站为试点开展了站场区域性阴极保护建设，随后逐年分批实施。目前， 102个站场区域阴保系统全部建成投用。
　　三是牵头编制油气管道安全防护规范、油气管道管体修复技术规范等集团公司企业标准。
　　四是王家沟安防建设通过国家反恐办验收并作为样板在西部管道公司一类保卫对象中推广应用，为安保防恐工作奠定了坚实基础。 　　关键四：强化 　　近年来，公司在组织实施完整性管理中开展了大量检测、评价及修复工作，管道本质安全逐步强化。
　　据统计，近年来公司累计完成管道内检测12454km，其中基线检测6783km，管道基线内检测率累计达到76%，投产三年以上管道基线内检测完成率达90%。完成完整性评价里程9210km，内检测完整性评价率累计达91%。累计完成10725km管道外防腐层直接评价和69座站场埋地管道防腐检测与评价，完成率分别达到67%和68%。
　　依据完整性评价报告开展管道本体修复和防腐层缺陷修复，累计修复金属损失547处、凹陷113处、焊缝异常33处、防腐层缺陷2548处。推行断电电位管理， 102个站场区域阴保系统全部建成投用。深入推进管道附属设施维修维护，推广应用高强玻璃钢复合材料标识，累计完成10652公里标识整治，在役管道标识覆盖率达100%。
　　通过过去5年时间的完善和深化，完整性管理使西部管道的管理效能持续提升。公司的“完整性管理”业务指标综合得分率达99.8%，资产完整性审核平均得分率为78.6%。“完整性管理”业务指标连续两年在专业公司内排名第一，完整性管理评级率先达到7级。实施完整性管理以来，公司管道线路发生泄漏事件9起，泄漏失效频率为0.14次/年•千公里，泄漏失效频率低于同期EGIG统计的欧洲输气管道事故失效频率0.162次/年•千公里；光缆断缆次数逐年降低， 2014年共发生断缆5次，较2012年降低41%。近三年，公司管道业务投入基本保持在2.8亿，管道单位里程年均投入减少4%，在投入相对稳定的前提下，实现了重点效能指标的显著提升。