集输管道安全管理探讨

2024-09-17

集输管道安全管理探讨（共9篇）

集输管道安全管理探讨篇1

集输管道安全管理探讨

中原油田天然气产销厂现有集输气管线370余条,580余千米,工艺装置管线300余条,近百公里.担负中原大化、中原乙烯、沧州大化、安阳玻壳等20余家大中型企业和濮阳地区近百家乡镇企业供气任务,同时担负郑州、开封、安阳、濮阳、济南等10多个大中型城市的天然气供气任务.

作者：田茂盛张强作者单位：中国石油化工股份有限公司中原油田分公司天然气产销厂,河南濮阳,457101刊名：安全、健康和环境英文刊名：SAFETY HEALTH & ENVIRONMENT年，卷(期)：7(11)分类号：X9关键词：集输管道安全管理管道检测

集输管道安全管理探讨篇2

1.1 硫化氢腐蚀

同二氧化碳、氧气相比, 硫化氢的水溶性更好, 对于硫化氢而言, 其在水中会发生电化学反应, 呈现酸性, 在硫化氢进行水解后, 分解出HS-以及S2-, 两种阴离子在集输管道的金属表面吸附, 与集输管道材料中的阳离子Fe2+产生电化学反应, 获取阳离子, 产生氢气以及其他化学物, 进而导致金属集输管道的腐蚀现象。

1.2 硫化钠腐蚀

碱性物质主要是指油田采出水中的硫化钠等物质, 硫化钠在油田环境条件下, 对集输管道集输管道具有强烈的腐蚀性, 而且腐蚀速度和腐蚀效果都很严重。而碱性物质在油田中也是广泛存在且对金属材料的性能产生影响, 主要是氧化作用, 使得金属材料失去金属材料的效果。而且在不同浓度和温度下的硫化钠对金属材料的影响也不同。硫化钠在温度高、浓度大的条件下, 对金属材料的氧化作用会随着温度和浓度的增加而变得快速和强烈;而硫化钠在温度低、浓度低的条件下, 对金属材料的影响不是什么明显, 但是根据不同的材质会产生增大或减小质量的情况, 主要利用的公式是V=W0-W1/S*T, 其中V表示失重时的腐蚀速率, W0 金属材料的初始重量, W1 消除腐蚀物的金属重量, S金属材料都额面积, T腐蚀进行的时间。这就使得在油田环境中选择金属材料, 会面临着酸性物质和碱性物质共同作用的问题。

2 油田集输管道防腐技术

2.1 集输管道材料方面进行防腐

油田中的酸性物质主要是硫化氢、碳酸等物质, 而且硫化氢在油田中存在的量要比碳酸多得多, 还比碳酸在腐蚀金属材料上更为强烈, 硫化氢的腐蚀效果要强于碳酸。酸性物质对集输管道产生的影响比母材要大的多, 而且酸性物质对集输管道的腐蚀速度也要快得多。酸性物质对这些材质的集输管道产生的影响不同, 不锈钢腐蚀的速度要慢于碳钢和低合金钢, 这是因为不锈钢的集输管道在进行应用时, 表面会形成一层富含镍、铬等物质, 不容易受到腐蚀, 而且不锈钢本身就含有一定的镍和铬, 以及一层保护层, 因此, 对于酸性物质的耐腐蚀好一些, 而且腐蚀深度也不大, 但是, 在实际油田环境的实验中, 往往使用锰钢, 即奥氏不锈钢, 也就是奥氏体不锈钢 (304) , 这种具有抗压、抗磨损以及耐腐蚀的特点, 广泛应用在油田开发过程当中, 具有其他材料不能比拟的优点和优势, 除此之外, 一些抗腐蚀的新型材料也被广泛应用在油田工程中, 而这种材料在集输管道也会表现出很好的性质和作用。

2.2 对缓蚀剂进行科学合理的使用

对于缓蚀剂而言, 其主要指的是将少量的该物质加入到腐蚀介质当中, 进而对合金以及金属原有的腐蚀破坏速率造成减缓的物质。现今来说, 通常使用的缓蚀剂主要分为两大类, 第一类是有机缓蚀剂, 第二大类是无机缓蚀剂, 通常情况下, 在油气田所使用的都是有机缓蚀剂。

2.3 防腐管理预防腐蚀

所谓的防腐管理, 实际上指的是通过定期对于集输管道进行检修, 相关工作技术人员, 对相关的设备进行科学合理的使用, 将隐藏在集输管道体系内的潜在威胁进行查找, 并加以处理, 形成一套完成的检修体系, 而且, 在每次检修后, 都要将检修的部位进行及时的记录, 并且针对性的进行固定检查, 防止二次腐蚀的现象发生。同时, 在构建检修体系的过程中, 还要安排相关的技术人员定期的对集输管道进行养护, 提升集输管道的防腐蚀管理力度, 确保集输管道能够更好地被使用, 进而延长集输管道的使用寿命。

通过大量的试验, 我们也可以看到, 不同质地、材料的金属材料所形成的集输管道在油田环境中, 耐腐蚀的性能也表现出不同的特点, 其中, 不锈钢在油田环境中所表现出来的耐腐蚀性能较其他材料的碳钢、低合金钢耐腐蚀性能要较好, 而且, 对不锈钢所表现出来的其他性能, 如抗压、耐磨等特点也较为认可, 除此之外, 加强防腐管理添加缓蚀剂都能够在一定程度上降低集输管道的腐蚀效率, 增加集输管道的使用寿命, 所以在油田环境下所表现出来的腐蚀特性要根据不同材料的集输管道以及所处在的不同油田环境区域来加以分别对待, 根据油田环境的实际进行不同防腐技术的甄别使用。

参考文献

[1]孟建勋, 王健, 刘彦成, 刘志梅, 刘培培.油气集输管道的腐蚀机理与防腐技术研究进展[J].重庆科技学院学报 (自然科学版) , 2013, 03:21-23.

集输管道安全管理探讨篇3

【关键词】油田；地面建设；集输管道；施工

1、集输管道施工

油田地面管理的主要工作内容是对管道的管理，在管道中，应用最多的是钢制管道，主要有碳钢管道、不锈钢管道、非金属管道等，按照压力区分则有真空、低管、中管和超高压管道等管道，按照输送物质的不同，还可以分成腐蚀性介质、汽水、危险品等。

1.1集输管道组成

石油管道主要有管材、管件、阀门、法兰、支吊架、仪表仪器和其它部件等组成。把这些设备有序的连接起来，形成一个完成的密封循环系统，能够实现物质传输的功能。

（1）管材。主要有碳钢管、低合金、高合金、有色金属等几种材质，按照油田的需要，加工成无缝焊接、钢板卷制等形式。油田使用管道对管材有着严格的要求，表面不能存在裂纹，缩孔、重皮等质量问题，而且锈蚀、刮痕、磨损程度要在5%以下，加工精度要满足国家管道要求。

（2）阀门。阀门是管道基本的构件，选择阀门需要选择相关质量证明齐全的厂家产品，并要求铭牌上要表明标准压力、温度、介质等，方便使用者挑选。选择阀门，不能出现外观缺陷，不能存在裂纹、氧化等对产品强度影响较大的缺陷，并且阀门出厂时两端均需要设置保护盖，手柄要能够灵活操作，干燥、卡涩均为不合格。

1.2集输管道安装施工

（1）安装施工准备。进行管道安装施工之前需要清理预埋管道内部，确保内部干净整洁，并对管道阀门和螺栓等进行检查，确定其能够满足业主设计标准要求。之后按照设计施工图纸开挖管道沟渠，管线中存在焊接工程时要进行对口焊接，管道在地下对接要保证管线处在停运状态。

（2）安装管道、阀门、法兰盘。安装阀门和法兰时候，需要保证阀门和法兰能够配套，选购阀门时最好选择有标志的种类，箭头方向要和介质流向一致，没有标志的阀门也需要把流向标示出来，使得阀门的开启或者关闭状态能够容易辨认，而法兰安装的重点在保证法兰和管壁之间能够垂直。

（3）油田支吊架安装。支吊架的安装需要严格按照施工图纸进行，不能任意改变位置，更不能随意改变预埋尺寸，要和施工图纸一一对应，管道如果不存在温度变形，则需要保持吊架和吊杆垂直。

（4）特殊材料管道安装。石油管道除了常见钢制管道，还存在着一些特殊材料，用于加药和采暖管线，玻璃钢管道用于污水站处理，特殊材料管道安装需要采取针对性的措施，不能损坏管道。

（5）油田工艺管道安装。油田工艺管道通常都是集输管道，主要有采油、注水、注气井等井场工艺管道和井口、石油伴生汽、动力液、含油污水和混合物等管道。集输管道施工主要有直埋设、跨越、定向钻穿越三种，直埋设管道安装先进行沟上组焊、沟下组焊两个环节，使用经纬仪测量放射线，并进行管线的对口工作，人工进行，后使用焊接处理对口。采用这种方法时焊接最好使用向下焊接的形式，获得较好的焊缝成形，有着较高的成功率并且施工速度很快。

2、加强油田地面建设质量监督与管理

目前，关于油田地面建设工程监理工作内容的指导丛书非常稀少，行业之间的信息交流也较匮乏，这就给从事油田地面工程监理工作的人员提出了更高的要求，要求监理人员要学会结合目前的油田地面建设工程的特点，灵活多变且熟练地运用所掌握的知识，切实发挥“ 四控、二管一协调”的作用，全面履行监理职责，切实发挥工程监理的作用，提高建设水平和投资效益。发现施工企业有违反工程建设强制性标准的情况，应及时制止并责令立即改正。当发现施工活动已经或可能危及施工质量的，应及时报告总监或者采取其他应急措施。

项目监理单位监理工作执行优劣受三方面影响：监理人员素质水平。监理人员要严格执行规范、制度，不得利用职权予人便利，谋取私利；专业技术水平，监理单位中也存在无资质的人员冒名顶替，从事监理工作；监理人员行使监理职权的力度和威信。介于以上几点，建设单位应加强对监理单位的管理和工作支持：参入工程建设的监理人员，入场前需认真检查其资质证书，防止冒名顶替；加强对监理人员的监督，对发现的监理人员利用职权便利谋取私利行为严肃处理；建设单位要加大对监理工作的支持。在工程建设过程中，不少施工单位对监理工作不够重视，管理人员应多在关键场合给予监理工作支持和表揚，树立监理人员威信和工作信心。

3、重点加强无损检测、防腐工作和管线吹扫工作的监督

储罐及油气管线焊接质量好坏，直接影响到储罐及管线的使用寿命和生产安全，应该作为重点工作来抓。一方面，加强对施工单位焊工资质审核及现场实际考核，考核不合格人员禁止参入施工；另一方面，聘请专业检测队伍对焊接质量进行检测，根据规范要求对焊接工艺按比例抽检。对于重点部位，建设方或监理都有权根据现场实际情况，提出加大抽检比例。

油气介质腐蚀性高，特别是海边气候，湿度大，腐蚀性强。防腐质量也对使用寿命及环保安全产生极大影响。因此，监理人员要加强对防腐施工的监督，施工过程中要加强巡检，施工完成后要监理验收后方才进行保温，保证按规范施工，确保施工质量。

油气施工项目工艺管线上的设备、仪表、阀门较多，其运行性能好坏除产品自身质量外，还受到工艺管线吹扫效果的影响。工艺管线在施工过程中，难免遗留大量沙子、灰尘及焊渣，如果管线吹扫不干净，会造成相关设备、仪表、阀门堵塞、磨损，严重情况下会影响设备质量和生产正常运行。因此，管线吹扫也应作为重点工作来抓，确保高质量设备在运行中达到其原本高性能要求。

4、结束语

近几年，随着油田地面施工项目建设紧锣密鼓的展开，油田主管部门不断加强对工程监理工作的管理和监督力度，在保证工程质量、全面提高服务意识上做了许多积极、扎实的工作，对规范工程建设参与各方的建设行为，促使承建单位保证建设工程质量和使用安全起到了积极的作用。经济快速发展，我国对石油的依赖性越来越强，石油能源的稳定供应成为了国家安全的重要工作内容，油田设备的安装和集输管道施工是石油工业的基础性工程，保证油田设备以及集输管道的安装质量，是减少石油泄漏，减少开采浪费，降低石油成本的有效措施。

参考文献

[1]李延金，薛道才.油气集输埋地管道锚固墩设计与选用[J].油气田地面工程，2006年11期：38.

城市管道燃气供销差管理的探讨篇4

时间：2007-9-5 作者：rqb99 供销差是一个长期影响管道燃气经营企业效益的难题。燃气供销差是燃气企业内部管理水平的体现，是真正衡量管理者管理能力的重要指标。燃气企业的供销差居高不下，严重影响企业经济效益，威胁企业安全运营。供销差的产生涉及到燃气企业的设计、工程、生产运营及用户服务多个部门，必须全员参与，采取有效措施，综合治理。

1、产生供销差的原因 1.1计量表具

1.1.1计量表的设计选型不合适。选型偏大，在用户使用小流量时表具不计数，选型偏小，在用户使用大流量时表具计量不准确。

1.1.2计量表具不合格，投用前没有检定。计量表的出厂合格率为95-98%，在没有检定时就进行安装，使不合格表具投用，导致计量误差。

1.1.3在安装时，碎石等杂物进入表内，造成表具卡涩不走字现象。在运输、安装过程中表具受到震动和损伤，导致齿轮错位。

1.1.4带温度压力补偿的智能表前后直管段不符合要求，导致计量不准。

1.1.5随着使用年限增加，皮膜表计量值逐渐偏小，特别是达到使用年限的表具。1.2供气温度

由于燃气公司和上游供气单位及下游用户贸易计量标准为：20℃, 1标准大气压，由于皮膜表没有温度补偿，所以低温气体通过皮膜表时，计量数值变小，产生计量误差。按照气体状态方程计算，温度降低10℃将使皮膜表计量损失3.5%。在冬季皮膜表计量损失较大。特别对供气以LNG为主的燃气企业，LNG汽化后温度主要取决于环境温度，在冬季供气温度对皮膜表计量影响更突出。1.3供气压力

对于皮膜表，由于没有压力补偿，气体压缩后，计量数值减小，按照气体状态方程计算，压力升高1KPa，计量损失1%左右。一般以天然气为主的灶前压力要求为2kpa，计量损失应在2%左右。

由于调压器后的用气量比原设计用量增加，只能通过提高调压器后压力，才能满足用户需要，这样就会造成在低用气量时，通过皮膜表的压力超高，导致误差增大。1.4管网泄漏

随着用气规模扩大，城市燃气管网不断延伸，管线出现泄漏的几率加大，如果不能及时发现，不但威胁运行安全，同时造成燃气损失，导致供销差加大。特别是老的城区管网，多为铸铁管，接口为柔性连接，在外力作用下，如雨后地基下沉、重车碾压等都会造成接口处变形，而导致燃气泄漏。原来楼栋管接口主要为麻丝铅油密封，使用年数延长，会出现干裂漏气现象。

管线由于受到外界影响，如违章施工等作业破坏地下燃气管线，导致漏气损失。1.5管线置换

随着新管线铺设，投用时需要使用燃气进行置换，放散时用掉一些燃气，没有计入销气量，从而影响供销差。1.6上游计量存在误差

由于燃气购入计量，一般以上游计量表为准，如果对方计量表存在问题，也会影响供销差。1.7卸车环节

以LNG、CNG为主的燃气企业，在卸车时卸的不完全或卸车时储罐压力高而被迫放散，也会导致燃气损失。1.8自用气

有些自用气，包括生活用气和生产用气，在设计时没有安装计量设施，统计销气量时没有进行统计，影响供销差。1.9偷气现象

有些用户严重违反《燃气安全管理条例》和《社会治安条例》，私自接通燃气，在偷气同时，也留下安全隐患。有的甚至私自打开表具，破坏计数器，这也是偷气的一种。如果不能及时查处，将会损失大量燃气。1.10抄表

1.10.1抄表率低，是影响供销差的重要因素，公建用户和工业用户如果不能按时抄表，对供销差影响较大。

1.10.2抄表人员漏抄、少抄，存在人情疏漏，导致抄表数不真实，影响销气量。

2、降低供销差措施

2.1加强计量器具的管理

2.1.1进行计量器具和燃气设施普查，建立公建用户和工业用户计量表和表后燃气设施使用参数档案，检查计量表具和燃气设施是否匹配。对于不符合要求的燃气表进行改造，解决燃气表额定流量偏大，漏计小流量，大马拉小车等现象。

2.1.2检查灶具最小火时表具是否走字、计数器卡涩现象。

2.1.3检查带温度压力补偿的智能表前后直管段是否符合要求，对于不符合要求的进行改造。

2.1.4对于新开用户，要调查清楚最大用气量和最小用气量，为计量表选型提供依据，防止出现计量表具和燃气设施不匹配情况再度出现。

2.1.5严格新表投用前的检定。燃气表是首检合格、限期使用、到期更换的计量器具，所以要确保首次强检，禁止不合格表具投入使用。

2.1.6加强工程质量管理，运输及搬运时要轻拿轻放，禁止碰摔等现象，安装时注意检查是否有杂物进入表内。

2.1.7统计皮膜表使用年限，随着使用年限增加，皮膜表计量逐渐偏小，对于达到6年（煤气）或8年（天然气）皮膜表要求用户更换。

2.1.8在国家燃气表标准中，B级表的允许计量误差各不相同，如GB6968-86标准，允许B级表在2倍最小流量和最大流量之间的计量误差为2%，而GB6968-97标准允许B级表误差为1.5%，投入运行年限较长的煤气表属于86标准，误差较大，在2%左右。可以结合使用年限逐步更换。

2.2解决供气温度影响

对于以LNG或CNG为主的供气方式，在冬季可以通过加热方法适当提高供气温度。

按照气体状态方程计算，温度降低10℃将皮膜表计量损失3.5%。冬季要开启加热器，将天然气出站温度加热到20-25℃，保证到终端用户的温度保持20℃，提高计量精度。

按照天然气的比热计算，天然气10℃温差的焓为3.7KCAL/Nm3，即将10000Nm3天然气温度升高10℃，需要燃烧4.3Nm3天然气，按燃烧效率80%计算，需要5.16Nm3天然气，即需要增加0.05%的消耗。但是通过皮膜表计量时，10000Nm3天然气温度升高10℃，按照气体状态方程计算，计量损失可以减少350Nm3,损失率降低3.5%。

可见加热燃气所需能耗，与计量损失相比很小。

2.3解决供气压力影响

2.3.1对调压器后压力进行全面测压，检查、记录皮膜表的工作压力，适当调整调压器设定压力，降低灶前压力，满足末端灶具使用即可，不宜偏高。对于调压器流量不能满足燃气设施要求的，要进行改进，更换为较大流量的调压器，降低调压器后压力。

2.3.2在调压器选型时要切实考虑调压器后燃气设施的最大流量和最小流量，以及今后可能存在的燃气设施增加的情况，调压器设计流量适当增加20-30%的富裕量，这样可以使调压器后设定压力尽量低，减少皮膜表的计量损失。

2.3.3在流量器具选取时，充分考虑计量表具投资和计量表不带温度压力补偿造成的计量损失，优先选用带温度和压力补偿的智能流量表,从源头上解决温度和压力造成的计量损失。

2.4加强管网管理

全面查找泄漏点，记录检查点、数量和检查出的问题。

2.4.1用肥皂水检查气化站站内所有连接丝扣和法兰连接部位，确认无漏气现象。

2.4.2检查城区管网所有阀井内的主阀门、放散阀法兰、盘根、调压设施、计量设施的法兰、丝扣、放散点、庭院立管所有连接部位，确认无漏气现象。

2.4.3每周至少两次观察和记录凌晨1-4点出站流量计有无流量，据此判断有无大的漏点。如有流量，可能存在漏气。

2.4.4管网测压。在没有用气的情况下在凌晨1-4点进行管网测压。检查管网有无泄漏。如果保不住压力，再采取分段测压，查找有无泄漏点。

2.4.5加强日常巡线管理，及时发现管线附近违章施工，保证管线安全，减少燃气泄漏。

2.5控制管线置换用气量

在用燃气进行管道置换时，要合理控制放散量，及时检测放散气体的氧含量，氧含量低于5%即可。也可以采用反复充压、放散置换的方法，反复充压至0.1MPA三次，即可以置换合格。

对于置换造成的天然气损耗量，要作好统计。由于置换放散没有计量手段，可以按照管道容积的3倍进行计量，在供销差中予以说明。

2.6加强上游计量复核

由于燃气购入计量，一般以上游计量表为准，如果对方计量器具存在问题，也会影响供销差。因此在合同签定时一定要明确计量器具检定时双方人员都应当在场，共同见证计量器具检定的公正性。

同时燃气公司对上游计量情况要进行抽查复核，记录存在的差异，及时与对方进行交涉和沟通，力争补偿。

2.7减少卸车环节损失

以LNG供气为主的燃气企业，在卸车时存在卸车不完全或卸车时储罐压力高而被迫放散的现象。在卸车前可以采取提前将储罐和管网压力适当降低的方法，采用底部进液，使储罐压力缓慢上升，达到一定压力后，可以通过储罐气相管道，将储罐内压力泄到管网内回收，从而减少放空损失。

2.8自用气进行计量

对于自用气，包括生活用气和生产用气，也要安装计量设施，作为燃气用户对待，统计到销气量中。

2.9查处偷气行为

2.9.1在计量表表前阀处增加防盗设施。

2.9.2检查户内管线有无私自改动，表前私自接管；燃气表铅封被撬现象；表后私自增加燃气设施，致使燃气表量程不匹配等；

2.9.3检查私自开通，只要是管道入户的无论是否要求公司开通的，都要入户进行检查。

2.10加强抄表管理

2.10.1提高抄表率。合理配备抄表安全检查人员，提高抄表率，加快资金回收。

居民用户每月抄表、检查一次，公建用户每周检查抄表一次，工业用户要每天进行检查抄表，可以及时发现计量存在问题，避免出现较大的损失。

2.10.2加强抄表的考核和检查。查处漏抄、少抄现象，采取抄表员抄表区域轮换的方式，防止因人情造成的漏抄、少抄。公司管理人员要对抄表情况进行抽查复核，检查抄表的准确性，起到监督作用。

3、结束语

集输管线安全现状与风险论文篇5

【关键词】天然气集输管线;现状;时效原因;安全对策措施

1、天然气集输管线安全生产管理现状

1.1安全生产管理概述：①安全生产概念。

安全生产是指生产用的生产资料在符合安全的前提下，按照操作规程进行执行所执行的一切措施和活动，生产过程中要避免发生各种灾难性事故，如：人身伤亡和设备事故，生产中的所有措施，都以保障劳动者的安全健康和生产作业的顺利开展为目的。

②安全生产主要内容包括：1)将劳动安全法规贯穿生产全过程，生产过程中，要不断加强安全管理，完善相关安全制度，采取一切措施保障生产的顺利进行，要求相关部门及时发现隐患并排除隐患，定期进行安全大检查，不定期进行安全抽查和检验设备。

2)为了最大程度上确保安全操作，要定期对操作人员进行安全教育培训，做到人人心中有安全。

3)为了将不安全的因素一一排除，应该全面分析，采取各种安全技术措施。

4)提高劳动生产率、使劳动与休息结合，更加人性化，应该不断改善安全装备和劳动条件。

③使安全管理概念深入人心。

1.2天然气管线安全管理现状：1、安全管理观念相对落后，安全意识不够强。

没有真正处理好安全、生产、效益之间的关系，没有认识到安全管理也能出效益、创造利润，没有理解安全管理与企业之间可持续发展之间的关系。

2、长期安全投入不足，安全科学技术水平落后。

设备老化，缺乏健全的安全生产投入常态机制，天然气泄漏事故频频，火灾事故多发，特大事故略有增加。

3、安全生产监管薄弱，职能转变和履行职责存在着差距。

主要是执法主体工作力度不够大，执法不严，惩处不理。

责任不落实，措施不到位。

一些管道建设单位以罚款取代停止整顿，结果经营单位隐患长期得不到纠正，有的最终酿成大祸，付出了血的代价。

1.3结论与建议：①总体来看，天然气管道失效的原因主要是外部影响、腐蚀、焊接和材料缺陷。

②管道从投产至终结其事故率一般遵循浴盆曲线，随着输气管道不断向高等级、大口径、厚管壁方向发展，同时采用优良的防腐材料、先进的施工技术和质检标准、完整的管理体系和HSE管理体系，管道事故都将会趋于减少。

③必须从提高设计质量、加大施工管理力度和强化运行管理等方面着手。

对事故统计的内容也应分类明确说明，以此建立管道运行管理的基础数据。

2、天然气集输管线失效原因分析

2.1管线直接破坏因素

1、腐蚀破坏。

腐蚀即变质、破坏和性能恶化等事件，腐蚀发生的环境是材料与其所处环境介质之间。

集输管线内部的酸性气体，如：硫化氢、二氧化碳等与水结合后就会产生酸，直接导致管线内部腐蚀。

此外，管线暴漏在大气环境下，会与空气中的氧气发生氧化反应，是管线外部发生腐蚀，如穿孔，应力开裂等，后果比较严重，直接导致管线泄露。

2、疲劳破坏。

疲劳破坏是指管线外部形态发生断裂的一种破坏形式，段裂发生需要长期的受力不均作用为前提，疲劳破坏的特点是突然发生断裂，危险性较大。

2.2人员及安全管理因素

1、违章作业：违章作业包括违章指挥、违章操作、操作错误等。

2、安全管理不规范，主要包括：1)安全管理制度不完善;2)安全管理法规的宣传和执行不力;3)安全意识薄弱。

3、职业安全健康因素：主要包括噪声、高温、低温等。

噪声环境中工作缺乏防护措施，可引起听觉疲劳，长期无防护地在强烈噪声环境中持续工作，听力损失逐渐加重。

这些因素将通过对操作人员间接的对设备和管线造成影响，使得管线失效。

3、天然气集输管线安全技术措施

3.1风险和风险评价

风险评价是指在危险源辨识的基础上，通过对所收集的大量的详细资料加以分析，估计和预测事故发生的可能性(概率)和事故造成损失严重程度，确定其危险性，风险评价大致可以分为以下两种。

①定性风险评价：定性风险评价方法是指对系统的危害因素全部按事件“不发生”或“发生”的分析程序，来定性评价系统危险。

②定量风险评价：定量风险评价方法是根据大量实验结果和广泛的事故数据和资料统计分析，建立相关数学模型，对系统的风险进行定量计算。

定量风险评价方法可分为伤害范围评价法、危险指数评价法和概率风险评价法。

3.2危害识别及分析方法

①概述：危害是指可能造成人员伤害、职业病、财产损失、环境破坏的根源或状态。

危害识别是指认识危害(危险源)存在并确定其特性的过程。

这个过程主要判断设备故障或缺陷，人员失误，管理缺陷和客观条件因素。

②危害因素分类：根据国家标准GB/T13816―1992《生产过程危险和危害因素分类与代码》的规定，将生产过程中的危险、有害因素分类为6大类：1)物理性危险、危害因素。

(如设备缺陷，防护缺陷，振动噪声危害，电磁辐射，灼伤冻伤，信号标识缺陷等)。

2)化学性危险、危害因素。

(如易燃易爆物质，自然物质，有毒物质，腐蚀性物质等)3)行为性危险、危害因素。

(如指挥错误，操作错误，监护不到位，强令冒险作业等)。

4)其他危险、危害因素。

(如作业空间受限，标识不清，工具不适合等)。

4、提高天然气集输管线安全运行探讨

4.1概述

天然气管线运输安全不仅是企业的事情，它不仅表现在经济方面，也表现在社会和政治方面。

做好天然气管线安全工作，应树立“安全第一、预防为主”的理念，建立健全天然气管线保护长效机制。

4.2加强天然气管线设计、建设安全管理

4.2.1严把施工质量关：①严格审查施工单位的各项施工组织方案，确保符合技术规范标准和工程实际。

②对施工重点工序尤其是管线焊接严格管理。

(1)组织监理对焊工进行资质审查并现场考核，合格后方可施焊。

焊接过程严格按焊接工艺指导书要求进行;(2)管线下沟时严禁损伤防腐层，采用电火花检漏仪和音频检测仪检查，发现漏点及时修补;(3)对穿越段焊口进行100%射线和100%超声波探伤。

结论

通过各种书籍期刊及网络对目前我国天然气集输管线的安全生产及运行情况进行了查阅，总结了目前天然气集输管线现状，并且对集输管线的失效原因进行了分析，同时针对原因提出了安全对策措施。

最后对天然气集输管线安全运行进了多方面的探讨。

本文得出了以下结论。

天然气管道的输送介质属于易燃、易爆物质，介质中含有的粉尘等杂质，使敷设的管道处于内外腐蚀条件，加上环境、管材、操作失误乃至人为破坏等因素，管道的安全受到众多因素的威胁，目前天然气管线管输利用率低，旧管道自动化水平低。

参考文献

[1]杨祖佩，高爱茹.我国天然气管道现状与发展[J].城市燃气，，12(334)：19-22.

集输管道安全管理探讨篇6

精细管理促发展

和谐共进树品牌

——付庆祥同志在油气集输总厂

第七届职工代表大会第二次会议上的工作报告

（2011年12月31日）

各位代表：

现在，我代表油气集输总厂向大会作工作报告，请予审议。

三、2012年工作部署

总厂2012年工作的指导思想是：以党的十七届六中全会精神为指导，按照油田“打造世界一流，实现率先发展”的要求，围绕中心工作，深入开展“创先争优促发展，建功创业争一流”活动，加强党建思想文化工作，推进管理创新、科技创新，提升文化软实力，增强工作执行力，打造“负责任、受尊敬、有正气、有活力”的品牌集输。

工作思路是：扎实开展一个活动，大力推进三项建设，持续加强九项工作，努力实现一个目标。

扎实开展一个活动。即“创先争优促发展，建功创业争一流”活动。按照油田要求，切实运用好四个载体：党组织以创先争优为载体，发展以精细管理为载体，党员干部以为民服务为载体，职工群众以岗位建功为载体。紧密结合总厂实际，科学制定活动方案，切实抓好组织运行，确保活动实效。在认真总结“争五星”、“创品牌”、“夺红旗”活动经验的基础上，进一步加大典型宣传推广力度，推出总厂“十佳星级职工”、“十佳品牌岗位”、“十佳红旗站队”。加大对活动的日常考核，每月公布各单位考核排名，逐步形成主题活动常态化运行机制。

大力推进三项建设。即素质能力建设、管理信息化平台建设、满意度建设。

（一）大力推进素质能力建设。油田“打造世界一流，实现率先发展”的目标，对我们队伍的综合素质提出了更高的要求。这些年，我们重视人才建设，队伍整体素质大幅提升。但与油田和总厂发展的要求相比，还存在一定的差距。从年龄结构看，职工队伍平均年龄偏大，专业人才特别是高中级专业人才年龄偏高。从专业结构看，管理和技术人员中，高级以上职称占13%，中级职称占47.3%；技能操作人员中，高级技师占0.78 %、技师占5.1%、高级工占37%。高层次的专业人才，能破解生产、安全、管理难题的专家型人才相对匮乏。从知识结构看，专业人才学历偏低，知识结构老化，缺少发展后劲。另外，队伍的思想作风、业务素质、解决实际问题的能力尚需进一步提高。针对这些情况，2012年我们要把队伍素质能力建设作为一项大事来抓。

在管理干部层面，要着重提升业务能力、协调能力和执行能力。业务能力是基础，执行能力是关键，协调能力是保障。要下大力气加强业务培训，使管理干部精通本职工作，实现一岗多能。2012年，我们将与中国石油大学、中石化管理干部学院，油田地质院、设计院等院校及科研机构合作，邀请专家、教授，来总厂分专题进行授课、交流，重点对油气储运、地质勘探、自动化系统应用、品牌建设等内容进行指导。加大“送出去”培养力度，让更多的年轻干部获得到知名高校和行业标杆单位学习深造交流的机会。同时，有针对性地推进“交叉任职”，加大两级机关与基层干部之间的交流，行政干部、政工干部、技术干部之间的交流，丰富干部的知识结构和管理经验。引导干部提高发现问题和解决问题的能力，两级机关要分别与基层建立“工作联系点”，协助基层解决实实在在的问题。要加强以“逐级定责、强化督办、刚性考核”为主要内容的执行力建设，制定详细的管理规范，加大考核力度。每年由党委组织科对管理干部进行考评，从管理创新、管理执行、管理提升等方面对干部进行全方位评价，构建起“制度—监督—考评”三位一体管理体系。各级要明确目标责任，促进工作向“定人、定责、定量、定时、定标准”的精细化管理方向转变。建立年度工作目标督办制度，对全年工作情况进行实时监督，加大对日常管理的考核，严格问责，确保责任落实到位，决策执行到位。

在技术干部层面，要着重提升学习钻研能力、技术创新能力和科技攻关能力。采取多种方式方法创造学习条件，有针对性的组织外出学习培训和内部交流。总厂每半年组织一次技术学习交流会，组织技术人员学习新技术、新工艺、新标准，加快知识更新速度。充分发挥首席专家、专家在科技攻关、带徒育才等方面的作用，继续抓好“首席专家在线答疑”、“专家论坛”、“知识讲坛”，定期组织首席专家、专家、技术干部通过现场授课、技术结对等形式，进行“传帮带”。选聘优秀年轻科技人员组成“青年科技讲师团”，到各单位传经送宝、现场解难题，带动更多的技术干部快速成长成才。围绕生产管理的难点，创新选题立项方式，组织技术攻关。以科技人员姓名命名课题组，开展“摘牌攻关”，每年评选一次“集输科技英才奖”，对成绩突出的人员加大奖励力度。要加快成果转化工作，使一批技术含量高的科研项目尽快应用于实践。加大技术干部考评，每年由党委组织科从技术创新、技术应用、技术成长等方面，全方位、多层次进行考核评价，促进技术干部的快速成长。

在技能操作队伍层面，要着重提升岗位操作能力、岗位履职能力和应急处置能力。采取岗位练兵、学习培训等多种方法，加强对技能操作人员应知应会的培训，努力提高操作技能。2012年，在一线岗位职工中实施“双百工程”，培养100名复合技能型班组长、100名优秀技能操作工。编制符合生产实际的培训计划，重点抓好集输仪表工、电（气）焊工、汽车驾驶员等培训项目，缓解个别工种紧缺现状。整合各单位创新工作室和技术攻关小组，实现技术创新由个体型向团队型、由单一型向联合型提升。充分发挥经济杠杆的激励作用，对创新创效能手和技能大赛获奖职工给予重奖。加大总厂培训阵地建设，完善各单位培训基地以及配套设施。构建起以总厂培训机构为主，各单位实践基地为补充的培训网络。要着力提升职工应急处理能力，各级要以消防、油气泄漏等为重点，把握重点区域、关键环节和重点岗位强化预案演练。每个单位每月要组织常规性演练，一线站库每半年要组织一次重特大事件应急演练。尤其要训练夜间及恶劣天气情况下的应急能力，为安全生产奠定基础。

（二）大力推进管理信息化平台建设。当前，总厂油气站库大规模的自动化建设项目已基本完成。2012年，要重点抓好管理应用能力的提升和信息系统的整合。一是深入推进办公系统自动化。针对目前办公自动化系统存在系统孤立、流程不规范等问题，由科技信息中心根据上级统一标准规范，建立“窗口统一、标识统一、路径统一”的办公自动化系统。完善文件管理、会议管理、车辆申请、出差申请、用印申请等日常业务功能模块，使各类数据、图片、文档即查即有、一目了然。同时，借助数字化手段，拓宽量化管理的广度和深度，实现对各部门、各单位内部经营情况的全过程监督、分析、考核，使各项管理规范有序、高效运行。二是进一步完善对生产运行的实时监控。逐步建立涵盖气井生产、设备运行、车辆管理等重点环节的信息化模块，增强对重点生产设施、生产过程的监控，及时、准确反映生产运行情况。做到能够随时调取每一条管线、每一台设备的基础数据和动态信息，实现对生产动态的准确把握、快速响应。三是加大信息资源的深度应用。按照统一部署，2012年油田数据中心将对不同数据格式进行集中存储和发布应用，实现对勘探开发、经营管理、业务管理等数据的集中管理和集成服务。我们要结合总厂数字化建设实际，充分挖掘潜力，提高信息化应用深度。以人员、设备、设施等为关键要素，将各类基本信息、检测信息、动态信息进行关联集成，为各项工作提供更加便捷的信息化服务。

（三）大力推进满意度建设。满意度建设是企业和谐发展的出发点和落脚点，是企业管理状况的“晴雨表”。员工是企业发展的第一要素，只有员工满意度提高了，才能以更高的效率、更加饱满的热情投入工作。只有树立一种尊重人性、以人为本、团队协作的理念，形成相互尊重、相互理解、相互关爱的良好氛围，才能调动每个人的积极性。只有人的积极性提高了，才能推动企业的良性发展，让发展的成果惠及每一个人，员工的满意度才能得到最大限度地提高。

要达到这种效果，只有每个员工将个体价值观融入企业的核心价值观，心往一块想，劲往一处使，整个团队才能方向目标一致，才能实现我们最大的发展。“众人拾柴火焰高”。在集输这个大家庭里，每个人都是不可或缺的一员，每个人都有他的位置和作用。进了集输的门，就是集输的人，作为集输的人，就要干好集输的事。这些年，集输品牌的美誉度不断提高，生产建设稳步推进，标准化改造、数字化建设、小区美化亮化一年一个台阶，集输人的自豪感和荣誉感越来越强。这些是大家共同努力的结果，也是“爱集输、做主人、争第一、多奉献”的核心价值观，在团队和每个人身上华美绽放的一个过程。

团队和谐是企业凝聚的根本，是提高满意度的基础。我们从四面八方、五湖四海来到这里，共同组成了集输这个团队。在我们这个七八千人的大家庭里，每个人都有每个人的个性、习惯和行为方式，怎么才能把大伙凝聚到一块儿？这就要求每个员工都要学会包容，懂得尊重，能够站在不同的角度来看待问题，以平和的心态处理问题。不管是管理者还是普通员工都要有换位意识。作为管理者，在满意度建设中承担着更多的责任和义务。要把增强服务意识放在首位，体谅员工的冷暖疾苦，知道他们的所想所盼。在管理中要讲究方式方法，找准对上负责和对下负责的最佳结合点，掌握好沟通艺术，既讲感情又不丢原则，正确处理大胆管理与尊重员工合理诉求的关系。要做到“每周与员工谈心一次、每月到基层体验一次、每季度对问题落实回访一次”，以公正廉明的形象赢得员工的信赖，在团队中营造一种风清气正的良好氛围。每个员工作为企业的主人，也应该正确行使自己的权利，通过恰当方式表达合理诉求。客观认识企业发展现状，正确对待期望值与满意度的关系。这是一种素质，一种境界，更是每一个集输人必备的品质。

实现员工最大的满意，归根结底还是让员工在企业发展中感知到自我价值，体会到工作的快乐和收获的喜悦。我们要把“快乐工作、幸福生活”作为满意度建设的目标追求，从关注员工的身体健康到心理健康，从关注工作状态到家庭幸福，从关注个人发展到业余爱好，形成全方位、多层次、立体化的关心关爱培育机制。努力提高企业经济实力、品牌实力，营造和谐的工作环境、健康的成才环境、舒适的生活环境，确保员工对自己满意、对他人满意，对企业满意，实现心齐、气顺、劲足、家和。

努力实现一个目标。即“任务完成、安全生产、队伍稳定、管理提升”。

中国石油管道集输储运技术分析篇7

关键词：中国石油,管道,集输储运,技术分析

一、中国石油管道集输储运技术介绍

目前, 我国对石油的需求量越来越大, 与此同时, 我国的石油管道建设也逐步步入高峰期, 随着管道建设的不断深入, 管道技术也必将取得更大的发展。本段从石油管道建设的需求和在建设过程中遇到的技术问题和困难入手, 分析了目前我国的石油管道技术的发展趋势。并结合多种油品顺序输送的技术, 从而对石油管道集输储运技术做出一个简单而系统的介绍。

1石油的组成和性质

石油是由碳、氢两种化学元素组合而成的碳氢化合物, 这两种元素大约占总体的96%-99%, 其中还包含硫、氧、氮等化学元素, 其含量约占总体的1%-3%。石油中还含有微量的氯、碘、砷、磷、钾、钠、铁、镍等元素它们也是以化合物的形式存在。石油及其产品是多种碳氢化合物组成的混合物, 其中的氢的组成部分, 具有很强的挥发性。这在石油的开采、炼制、储运、销售及应用过程中不可避免地就会出现一部分较轻的液态组分气化, 排入大气从而造成油品的损耗和大气环境的污染, 不仅损耗了石油, 而且对环境也具有较大的危害性。石油的组成和其性质就决定了是有的运输需要较高的技术才能完成, 依照石油本身的组成和性质, 为其量身定制了一套石油管道集输储运技术, 来解决石油需求不断增加的问题。

2石油管道集输储运技术流程

石油管道集输储运技术流程一般是, 首先从油井中产出的油、气、水混合物, 通过油管线进入计量站, 经过初步的油、气、水三相分离后, 计算出油、气、水的日产量。其次再经过集油管线的合并将三者混输进入集油站, 然后再经过终极的油、气、水三相分离和原油脱水净化的过程后, 再经过加热和加压将最后提炼出来的石油输向油库。油井产出的油气产物, 经过上述过程的集输处理后, 作为商品销售或者出口。从原油中净化脱出的含油污水将会送往油污水的处理站进行处理, 经处理合格后再加压回流到地下。这种循环的石油管道集输储运技术既能够的得到人类所需要的石油, 还能够为保护环境做出相应的贡献。因此, 我们需要将一项技术继续开发下去, 为人类和环境创造更多的财富。

3石油管道集输储运技术的发展状况

20世纪60年代, 我国的石油管道集输储运技术才逐步发展并逐渐完善起来, 这种技术在当时要达到的目标是快速、高效、低成本。但是随着环境的不断被破坏, 保护环境成为了石油企业所应重视的最大的问题。目前的石油管道集输储运技术, 还在不断地进步和完善当中, 发展无止境, 我国, 也将投入更多的研究经费, 输送更多的科技人员向石油企业, 只有这样, 才能不断满足人类日益增长的石油需求。

二、对中国石油管道集输储运技术的分析

从目前来看, 我国的管道运输行业呈不断发展的态势, 但是在发展的过程中出现的问题也比较多, 亟待我们去完善。以石油管道集输储运技术为例, 此技术在发展的过程的初期, 出现事故的频率较高, 有些具有危险的管道没有进行风险评估, 或者没有被国家安全规范考虑等等, 这些问题只有被引起高度的重视, 才能让石油企业健康快速的发展。本段进行对中国石油管道集输储运技术的缺陷和前景分析, 让石油企业在完善自己的同时, 发展的更加迅速。

1石油管道集输储运技术的缺陷

虽然石油管道在设计和铺设时, 把输送危险的介质管线经过敏感的或者人口稠密地区时, 参照了全面的设计验收规范执行, 但在石油管道运行的这些年来, 事故发生率还是比较高, 为国家和人民带来了非常严重的后果, 其中包括在集输储运过程中造成的经济损失以及人员的伤亡等等, 都引起了社会的强烈关注和反应。因此石油管道系统的后期管理, 可靠性分析及风险评价的作用在石油集输储运中也越来越明显。

石油管道在进行集输储运的过程中, 输送危险介质的油气管线的失效可能对人类和环境造成严重的危害, 可燃或有毒物质泄漏的为怀更加令人发指。目前, 公众和社会对环境污染和意外事件的关注度不断增加, 与此同时, 意外事件发生之后, 管理者所要承担的责任也越来越大。与铁路、公路的运输方式相比较, 管道输送的危险系数比这两种运输方式更大些, 因此, 就要对管道运输引起更多的注视。

2石油管道集输储运技术的前景

尽管集输储运技术在发展的过程中还存在着许多缺陷, 但是事物发展的道路是曲折的, 前途是光明的。石油管道集输储运技术亦是如此, 它的前景依旧是光明的, 只要我们不断探索发现, 学习研究, 就一定可以让集输储运技术不断完善。未来的十年, 仍然是我国管道建设的高峰期, 随着管道间的不断完善和发展, 石油管道集输储运技术, 一定能够在未来得到长足的发展。

结语

改革开放以来, 随着国民经济的高速发展, 我国对石油的需求也与日俱增, 只有让石油管道不断的完善, 集输储运技术不断发展, 才能够跟得上对石油的需求。我国只有居安思危, 建立充足的能源储备, 找出应对困难的方法, 发展运输技术, 才能让石油企业立足在国际智商。我们应正视集输储运技术在发展中存在的缺陷, 同时相信我国的集输储运技术一定有一个美好的未来。

参考文献

埋地集输管道防腐保温技术研究篇8

关键词：埋地集输管道,防腐保温技术,研究

从目前国内埋地集输管道防腐保温技术来看, 虽然有了一定程度的提升, 但较之于该领域先进国家而言, 仍有一定的差距。因此, 在当前的形势下, 加强对埋地集输管道防腐保温技术问题研究, 具有非常重大的现实意义。目前来看, 埋地集输管道防腐保温技术要点, 主要体现在以下几个方面:

1 埋地集输管道防腐技术

在埋地集输管道防腐处理过程中, 最基本、有效的防腐技术措施便是给管道进行涂层, 而且还要进行固化, 形成油漆膜, 使之能够牢固结合在埋地集输管道的金属表面, 从而与外界隔绝, 以免金属发生化学反应, 造成腐蚀。在涂层过程中, 应当满足如下要求。不仅要电绝缘性、金属粘结性以及化学稳定性要好, 而且还要求机械强度高、耐土壤应力好以及抗细菌腐蚀和防水, 同时还要具有易修复性。除此之外, 还要涂防腐层, 其中有阴极保护、连接线法。以阴极保护法为例, 其作为一种常用的电化学方法, 具有较好的防腐蚀性, 通常跟涂料绝缘防腐有机结合应用, 其防腐效果非常显著。同时, 还可以采用牺牲阳极法来实现防腐效果, 即在埋地集输管道金属与电位较低的金属相连接时, 就可形成新腐蚀电池, 该种方法主要应用在涂层管道外露、电流需要量相对较小的裸管位置, 并实现阴极保护。在此过程中, 常用的材料主要有三类, 即锌基合金、铝基合金以及镁基合金, 对于与阴极保护站比较远, 外加电流法保护效果比较差的管段可以增设牺牲阳极法进行有效保护;实践中可以看到, 由于铝基合金阳极失效非常的快, 因此采用锌基合金较为合适, 而且具有价格便宜、性能稳定等特点。在阴极保护法应用过程中, 需充分考虑各种干扰问题, 尤其对土壤电阻率、周围工业电源以及施工可行性和经济性进行全面考虑。除现有的防腐技术而言, 还需对埋地集输管道防腐技术进行改进和创新。在埋地集输管道防腐处理过程中, 需根据管道检测、开挖情况, 定期对腐蚀比较严重的集输管道段加固、补焊, 然后重新加沥青玻璃布对其进行防腐处理。就长输管道而言, 在弯头、转角及跨越部位采取有效的改造技术措施, 套管、固定墩, 在集输管道防腐处理过程中, 应当强化管道防腐施工质监、验收;运用地管道检漏设备对防腐层缺陷强化检测, 并且对破损点进行及时的修复, 以免管道腐蚀。

2 埋地集输管道保温技术

对于埋地集输管道而言, 其保温结构直接关系着管道的保温效果、应用期限。一般而言, 保温结构应当满足如下几个条件:热损失不能超标, 在标准热损允许范围内, 应当尽可能确保保温层的厚度, 越薄越好;对于保温结构而言, 机械强度应当足够好, 而且防水保护层应当尽可能的满足保温要求;保温结构的设置, 不能导致埋地集输管道受腐蚀, 而且其产生的应力也不能传到管道之上;保温结构一定要简单, 减少建材消耗量。近年来, 建材保温材料及保温技术发展迅速, 管道保温结构发展也比较快, 目前管道保温结构的主流形式是钢管、防腐层以及保温层和防水保护层, 其中保温层、保护层用粘结剂进行有效的连接, 不仅构成了埋地集输管道三防系统, 而且还使钢管, 保温层以及防腐层和保护层, 有效地结合在一起, 对埋地集输管道保温效果非常显著。对于长输保温管道而言, 其采用的主要是聚氨醋泡夹管, 保温结构优化过程中, 主要是对聚氨酌泡夹管进行优化, 尤其要确保该结构的严密性。在对保温结构防腐层进行设计时, 不仅要按照非保温管道具体布设, 而且还要充分考虑保温层、防腐层之间的相互匹配性, 以及保温层可能对防腐层产生的影响。比如, 非保温管道中的聚乙烯胶带应用, 采取的是外保护方式, 而聚氨醋泡夹管则采用内防腐方式。对于外护层而言, 其厚度应当根据沿线条件、埋深以及管线和具体的施工工艺综合权衡, 保温管段两端位置, 需采用有效的防水密封措施, 比如防水帽或者端面密封胶等, 对热伸缩缝进行有效的控制, 以此来提高保温结构的严密性。

同时, 在埋地集输管道保温技术应用过程中, 还需注重以下事项。管道防腐保温施工过程中, 保温结构设计对保温效果的影响是直接性的, 保温结构需满足如下几个条件:集输管道在标准热损失范围之内, 保温层设计时越薄越好;同时, 还要具有良好的防水性, 结构一定要尽可能的简单, 耗材要少;保温结构不能对管道产生应力影响, 以免受到腐蚀。保温材料应用过程中, 应当尽可能的就地取材, 管道施工工艺一定要简单、方便维检。实践中, 一旦保温层损伤深度超过10毫米, 则要对损伤部位进行修复, 使其平齐、依补口要求对保温层进行修补, 以此来确保管道防腐保温技术能够达标。

3 结语

从当前国内埋地集输管道防腐保温技术应用现状来看, 所应用的建材逐渐向着硬质化、高性能化方向发展, 采用阴极保护、涂层防腐双层保护措施, 不仅要求严密性, 而且还倡导经济性。

参考文献

[1]李世超.浅谈国内外埋地集输管道防腐保温技术现状及发展趋势[J].黑龙江科技信息, 2011 (33) .

集输管道安全管理探讨篇9

油气集输生产有多、长、广的特点, 同时在炼制时易燃易爆、工艺复杂、生产连续性强、火灾危害大。在生产过程中, 设备任一环节或者是人工操作失误, 都极有可能导致重大的人员伤亡和财产损失。所以, 探明在生产运输过程中可能出现的安全隐患以及对此采取的相关的措施, 是十分重要的。

一、种类与构成

按照任务和功能分为:计量站、接转站、转油站 (又称集油站) 和集中处理站 (也称联合站) 。计量站:由集油阀组和单井油气计量分离器构成, 将各油井生产的油气产品集中, 分别对各井的产油气量进行计量。接转站:既进行油气计量, 也接转原油, 用液体增压为主。转油站:把接转站来的油集中, 分离油气、计量油气、加热沉降和油气转输。集中处理站:对原油、天然气、采出水进行集中处理。

二、陆上油田油气集输站场现状评估

80年代初、中期有多数的油气集输站场建成, 但是设备都较为陈旧, 场地狭窄, 腐蚀严重, 设备老化情况堪忧, 具有安全隐患。在此基础上, 对于陆上油田油气集输站场的安全隐患就不能不顾不管, 于是要针对各种安全隐患进行评估以及及时做出合适恰当的措施。其中主要评价内容为以下五点:

1. 安全的管理:

除去设备的技术的客观因素, 在实际生产过程中管理因素是起到了非常大的作用的。因此, 要提倡科学的管理方式, 摒弃落后的、不科学的管理方式。安全事故的防范要从管理层面做起。也就是合理安排设备、操作人员之间的关系, 使之相辅相成。

(1) 安全管理机构的设立、责任制度的确定、操作规程的制定等方面;

(2) 单位各部门人员的培训取证情况;

(3) 救援紧急预案、突发情况发生处理方案以及救援组织的确立、培训及演练、应急救援器材和设备的配备情况、应急救援人员组成及职责;

(4) 高空作业、高温作业、临时用电、起重作业、用火作业、票证是否齐全、完好、安全监督 (监护) 及完工验收程序、进入受限空间作业等特殊作业票证审批是否符合相关标准;

(5) 安全附件 (压力表、呼吸阀、安全阀、阻火阀、液位计等) 安装、检验情况;

2. 油区平面与区域的布置

油田的开发越来越多, 功能也发生着变化, 地区内环境也发生着改变 (村镇、民房的建筑等) , 因此油气集输站场的布局也发生着变化。所以重点在于:油气生产设施设备与周边村镇、居民区、公共福利设施、生产设施设备与生产厂房和辅助厂房之间的防火距离、放空管是否符合标准。

3. 操作技术安全:

个别站场可能因为安全条件不具备时, 应尽可能对隐患进行防范, 避免隐患的发生。

4. 消防安全:

评价主要是从消防设施的完整性以及技术性是否在发生火灾时, 起到有效、快速、及时的灭火效果。主要包含五个部分: (1) 消防水罐或水池座数和容量、消防冷却水系统设置形式 (固定式、半固定式、移动式) 、消防水源等; (2) 泡沫泵的类型与台数、油罐区泡沫灭火系统设置类型 (低倍数、中倍数或高倍数) 、泡沫管线敷设方式; (3) 消防水炮、油罐区消火栓设置要求、包括类型、栓 (炮) 布置、数量、直径等; (4) 泡沫泵以及消防水泵至油罐区消防管网之间管线设置、消防水泵的类型、消防水罐至消防水泵、消防泵房设置地点、台数和运行参数、消防水泵的类型; (5) 生产装置区、油罐区的消防通道设置、灭火器材的规格、数量、类型和放置位置等方面。

5. 电气设备安全:

重点包括:配电室的耐火等级、、电气线路的敷设方式和安全要求、通风设施设置和配电屏的布置方式、站场内供配电等。

三、存在的隐患

1. 安全附件

压力表和安全阀未检验、油罐液压安全阀和呼吸阀底座未装设阻火器、测温仪表未进行校验。

2. 安全管理:

监火票、动火票、和HSE检查记录填写不规范、部分特种设备未注册登记等。

3. 消防系统:

消防水泵能力不足无备用泵、消防系统给水管网设置不合理等。

4. 电气设施:

呼吸阀、阻火器、人孔、透光孔、人孔等金属附件没有等电位连接、未设置应急照明等。

5. 平面布置: