高压油气管线（共7篇）
高压油气管线 篇1
世界上的五大运输方式之一就是管道运输,此项运输方式运输量大且安全,运输成本不高,可适用于油气产品的运输。 高压运行管线焊接修复常被分为两类:泄压停输修复及在役焊接修复,而泄压停输修复强调的是整个管线泄压停输,之后在于需要修复的位置两端钻孔封堵,再是将其中存在的油安全泄掉,采用压缩空气或是惰性气体进行修复处理;而在役焊接修复而是于管道运行下直接焊接修复,管道不需要停止输带压, 可以直接焊接修复。本文着眼于高压油气管线的在役焊接修复技术进行了分析,为我国高压油气管线运输行业的进一步发展提供可靠的理论性依据。
1我国油气管线焊接修复技术发展现状
随着现代化社会经济的快速发展,我国的油气管线修复大都是泄压停输修复,现场焊接修复技术可谓是我国常用的管线修复技术,但此项技术早已还适应不了我国现代化社会发展速度。在役焊接修复及不停输的不断改造,我国的石油管道技术公司也都纷纷采纳,不过大都是以操作人员的实际经验进行的,亦或者是参考外国相关工程施工工艺,我国并没有形成较为系统的研究体系。我国的科学院金属研究所在1994年就开始分析研究我国油气管道的运行情况,同时也进行了运行管道在役焊接工艺开发方面的研究。在此之后,则开发了运行管道在役焊接时氢的开裂特征,并提出了相应的预防理论,且基于计算机开发了模型,这些研究获得的众多数据,对我国在役焊接修复技术的进一步发展有着很大的推动作用。
2在役焊接修复方式
2.1套管修复
此类修复技术是把两个半圆套在需要修复的油气管道上, 再将半圆管及管道间以角焊缝焊接,并将其与半圆管充分对接,使这两者成为一体。套管修复多用来修复管道被腐蚀之后,出现了局部变薄的问题,再者是用于管道被腐蚀而出现穿孔,亦或者是裂纹小但管道內油气压低的问题处理。
2.2安装支管修复
该修复方式是需要修复段的前后位置处都焊接一段带法兰的管外套管,之后采用法兰孔以特殊刀具开口,再采用前后两个法兰来连接分流旁路,促使管中的油气介质通过分流旁路,这时再将问题管段切除,再以一段新管子进行焊接,之后把分流旁路有效撤除,这时管中的油气介质会再由主管线通过。 此类方式大多是用于修复被严重腐蚀的管道,亦或者是人为性破坏管线和管线整改等方面问题。
3在役焊接安全性
3.1烧穿
此类问题主要是焊接熔池的下部没有熔化的金属强度承受不了其承受的压力,通常烧穿失效模式主要是于常压状态下的直接焊穿,这属于塑性失稳问题;再者是于管子内部压力及焊接电弧的作用力而直接出现烧穿问。具体而言,烧穿问题出现的诱因很多,比如壁厚及熔深和流动介质与应力等方面问题。
3.2氢致开裂
此类问题的出现主要是因氢原子渗进钢种,且于钢重的空穴位置转为分子太聚集,从而出现了很高的压力,最终导致钢材内部出现了很大的裂缝。往往氢致开裂出现应具备下述几个条件:焊缝中很有大量的氢,且焊接接头淬硬程度主要是倾向于焊接接头承受的约束应力。通常为了预防氢致开裂,很多时候都是着眼于裂纹出现的条件而分析的,从而找出更好的预防方式。焊接时的氢多是来自空气及水和介质含氢化合物等方面,可以说焊接环境均是无法改变的,而焊缝中含氢量容易操作的方式主要是控制焊条含氢量,也就是焊接时要采用干燥的低氢焊条。再是含碳量较低的管线冷却速度缓慢,通常会获得低碳马氏体,亦或者是铁素体及珠光体,且这些组织硬度不高,相应的淬硬倾向不大,这也说明冷却速度快时会出现高碳马氏体,但该组织淬硬倾向较大。这些都说明控制介质流速能够很好的控制淬硬倾向,再是焊接之后会存在一定的残余应力,这会导致氢致开裂,亦或者是出现疲劳开裂,刚好这也是评定管道系统安全性的关键内容。
4结语
高压油气管线在役焊接修复技术的全方位研究非常关键, 这是当下高压油气管线常用的一种修复技术。不过我国此项技术研究较少,且其间存在诸多问题。本文对我国油气管线焊接修复技术发展现状进行了分析,并分析了在役焊接修复方式,对在役焊接安全性也进行了探讨,为我国高压油气管线运输行业的进一步发展提供可靠的理论性依据。
参考文献
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[4]陈玉华,王勇,董立先,韩彬.高压油气管线的在役焊接修复技术进展[J].压力容器.2005(02).
[5]王忠祥.带水(汽)、带压焊接修复方法及实例分析[J].现代焊接.2013(08)[7]王磊,刘顺.
高压油气管线 篇2
1 冲蚀原因分析
1.1 油嘴压降大
现场分析,该平台某油气井具有气油比高、压力高的特点,井口油压6MPa、回压930KPa,油嘴处压降达5MPa,压降过大,易产生气穴现象,油嘴喉道处流速过高,导致油嘴失效。
1.2 流体流速高
根据检测结果,井口两相流夹带固体,且该井油嘴出口平均流速15m/s;
根据流体冲蚀的临界冲蚀流速计算公式[2]:
计算得Ve=60/(27.7)0.5=11.4m/s,油嘴出口流速超过了临界冲蚀流速,从而加剧了油嘴及出口管线的冲蚀。
1.3 油嘴出口直管段过短
生产中,一般油嘴下游出油管道直管段不小于10倍管径,但该油气井油嘴出口直管段只有160mm,流体高速冲击极易造成弯头穿刺。
2 改造方法优选
为保证生产,需对该油气井油嘴及下方立管段进行改造优化,常用的油嘴及管线的冲蚀优化方法主要有:
2.1 多级节流
油嘴冲蚀损坏的重要原因之一是气穴现象的发生,为防止气穴现象的发生,除应合理设置节流油嘴与管道面积比外,更重要的是正确地调定背压的大小。
当进口压力较高时,为使背压不致过大,可以进行二级或三级节流,从而防止气穴及气蚀发生。通过采用串联两个或多个节流油嘴的方法,共同分担节流油嘴两端的压差,使每个节流油嘴两端的压差减小,破坏气穴产生的条件,从而避免冲蚀现象的发生。
2.2 调整油嘴尺寸
油嘴长度一定时,油嘴直径越小,压降就越大,反之就小;油嘴直径相同时,长度越长压降越大,反之就小。实际生产中,可以根据实际需要,选用不同直径及长度的油嘴,并加以组合,以达到合理降压和避免油嘴损坏的目的。
2.3 合理设计管线及管径
油井生产中,油嘴出口管线的冲蚀主要是由于流体流速过高,对管线的冲击强导致,对于易发生冲蚀的部件,常采取以下方法:
(1)加大弯头的弯曲半径,或通过前后安装同心异径管来增大弯头的流通直径,以降低流速。以盲三通代替弯头都可防止冲蚀,当颗粒运动到盲头,会聚集成一层保护层,避免了与弯管剧烈摩擦和冲击过程。
(2)油嘴出口管线易发生冲蚀,可以通过增加出口管线管径,降低流体流速来控制冲蚀。
2.4 机械防砂
油嘴及管线冲蚀的主要原因之一是流体中固体颗粒的影响,因此采取措施去除或减少流体中的固体颗粒,对降低冲蚀具有重要作用。常采用的方法为在油嘴前加防砂帽、井口除砂器或加装机械分离装置等降低流体中的含砂量。
2.5 材质及涂层
不同的材质抗冲蚀能力不同,因此油嘴的材质也属于油嘴冲蚀磨损的影响因素。油嘴可选用表面硬度高并抗气蚀的材料或采用喷涂硬质合金和陶瓷等方法来提高材质的性能,以达到防破坏的目的。
针对该油气井,管线材质及流体介质无法改变,油井产量不变,因此,适合的优化方法有:多级油嘴、改变管径、机械防砂。
3 改造方案建立
综合优选出的优化方法,采取二级油嘴、增大管径、防砂帽相结合的方案:
(1)针对油嘴压差大,油嘴损坏的情况,增加了二级油嘴,对该井进行分段降压(采油树油嘴一级降压3MPa,新增油嘴二级降压2MPa);
由于油嘴型号相同,内径相同,根据压差与流速、油嘴尺寸关系式:
可知增加二级油嘴后,油嘴处流速为改造前流速的0.77倍,冲击作用明显减弱。
(2)针对直管段过短、含砂量大的情况,并结合该井改造空间小的特点,通过增加3个盲三通并加防砂帽,减少了流体对弯头处的磨损及冲击;
(3)针对油嘴出口管线流速大,管线冲蚀严重的情况,通过将管径由3寸变为4寸,根据流体流速与截面管径的关系式:
计算得改造后油嘴出口管线流速v2=8.4m/s,小于临界冲蚀流速,有效降低了油嘴及管线的冲蚀。
4 结语
改造后,经过一段时间运行,该井未出现冲蚀严重现象,油嘴及管线的冲蚀得到了有效控制。该油气井油嘴改造方案的建立思路充分考虑了实际生产和空间限制等因素,也为同类油气井油嘴冲蚀问题的控制及优化提供了参考。
参考文献
[1]王磊.节流油嘴损坏原因分析[J].内蒙古石油化工,2010,05:38-40.
油气管线隧道塌方处理技术 篇3
油气长输管道穿越山岭时, 受地形和管道敷设要求限制, 通常采用隧道穿越。由于隧道所处地层往往复杂多变且难以预见, 在遇到围岩突变或不良地质时, 常常发生不同程度的隧道塌方。而油气管线隧道一般具有断面小、洞身长、坡度大、工期紧、不利于平行施工和大型机械作业等特点, 一旦发生坍塌, 不仅抢险难度大、延误工期、大幅度地提高工程费用, 甚至出现对人身的伤害, 如果处理不当, 还会给工程质量带来隐患, 危及管线安全。本文针对隧道施工中的一个塌方实例, 分析原因, 提出处理措施, 总结经验教训, 为类似的工程提供参考。
1 工程概况
1.1 隧道概况
甬台温天然气输气管道工程是浙江省天然气管网的重要组成部分, 输气管道全长460.132 km。洞口庙隧道是其中一条山岭隧道, 位于浙江省宁波市宁海县, 进洞口位于甬台温高速铁路西侧, 出洞口位于宁海县洞口庙水库西侧。隧道全长827.53 m, 坡度5.0%。隧道净宽3.2 m, 净高3.0 m, 净断面积8.54 m2。隧道内敷设输气管线、输油管线、光缆各一根, 采用支墩敷设方式。隧道最高点高程为260.80 m, 最低点高程57.82 m, 最大埋深196.8 m。隧道内分布围岩为Ⅲ级~Ⅵ级。
1.2 工程地质条件
工程区位于华南褶皱系Ⅰ2构造单元东北部, Ⅱ级构造单元属浙东南褶皱带 (Ⅱ3) , Ⅲ级构造单元属丽水—宁波隆起 (Ⅲ7) , Ⅳ级构造单元属新昌—定海断隆 (Ⅳ9) 。根据浙江省区域构造图, 隧址区及其附近通过的区域性深大断裂主要有: (9) 衢州—天台大断裂; (13) 镇海—温州大断裂。以上各深大断裂形成了区域内主要的构造格架, 并控制了本区域内次一级断裂的发育和地貌形态的形成。
1) 隧道所在区域内主要分布有上侏罗统火山岩, 由新至老为第四系全新统 (Q4) 及侏罗系 (J) :
第四系全新统 (Q4) :冲、洪积分布于隧道出口下部的河流阶地、漫滩上, 主要由砂卵石、黏土组成;残坡积分布于低山~丘陵区的斜坡地带, 主要由粉质黏土组成;崩坡积分布于低山~丘陵区的陡坡脚, 主要由块、碎石土、粉质黏土组成。
侏罗系 (J) :主要由花岗岩、安山岩等组成。
2) 隧道进出口段及通过区基岩均以侏罗系 (J) 火山岩为主, 表层均分布有第四系全新统残坡积土 (Q4el+dl) :
第四系残坡积土 (Q4el+dl) :灰黄色, 中密, 碎石含量50%~55%, 粒径1.5 cm~2 cm, 下部含量略有增加, 粘性土含量约占40%。其中0 cm~0.3 cm为耕植土, 含少量植物根系。
晚侏罗世鹤溪超单元张山岱单元组 (J3z) :分布于隧道通过区的大部分地段, 岩性为紫红色花岗岩, 节理、裂隙稍发育, 岩石呈块石结构, 属坚硬岩, RQD值为30%~80%;以及黄灰色安山岩, 节理、裂隙发育, 岩石呈碎块状镶嵌结构, 属坚硬岩, RQD值为10%~30%。
1.3 水文地质条件
隧址区为构造侵蚀~剥蚀丘陵地貌, 由于附近构造的影响, 断裂稍发育, 节理裂隙发育。
隧址区主要赋存基岩裂隙水, 主要通过裂隙、溶隙接受降水的渗入补给, 并在侵蚀基准面控制下, 沿裂隙向基准面运动;裂隙既是地下水的储存空间, 又是地下水的补给和运移通道;受岩性组合影响和补给方汇水式的制约, 含水岩组的富水性弱~中等, 泉流量一般小于3.0 L/s。
隧道通过区域南侧有小溪通过, 流量约10 L/s。局部山沟地带在雨后可形成暂时性水流。
1.4 塌方段隧道原设计参数
采用Ⅵ型衬砌, 支护参数为:超前支护采用φ89管棚注浆支护, 长15 m (搭接2 m) , 环向间距40 cm, 外插角2°, 每环17根。初期支护采用Φ6钢筋网全断面铺贴, 间距25 cm×25 cm;φ22普通水泥砂浆锚杆, 长2.5 m, 间距80 cm, 梅花形布置;Ⅰ12型钢工字钢架, 纵向间距80 cm, 每榀钢拱架之间采用Φ22钢筋连接, 环向间距50 cm;喷射C25早强混凝土, 厚18 cm。在围岩和锚喷支护变形基本稳定后及时进行二次衬砌, 二次衬砌采用C30模筑钢筋混凝土, 厚35 cm。
2 隧道塌方情况及原因分析
2.1 隧道塌方情况
洞口庙隧道于2013年4月16日开挖至0+087处, 此处位于隧道进洞段, 主要为全风化闪长岩、粉质粘土混碎石, 围岩为Ⅵ, Ⅳ级分界点, 且存有一条软弱破碎带, 本处隧道覆盖层厚度17 m。施工期正值雨季, 雨水较多。围岩开挖暴露后, 掌子面出现滑块, 拱部也出现小掉块, 有范围扩大迹象。施工人员立即采用C25喷射混凝土对围岩面进行初喷封闭, 但由于坍塌陆续发生, 范围逐渐加大, 喷射混凝土也随之塌落, 无法继续初喷施工。至16日中午, 隧道顶部坍塌高度达3 m左右, 深度约2.5 m, 塌空区暂时处于稳定状态。为防止坍塌继续扩大, 在能确保施工人员安全情况下, 采用架设棚架法进行支护。施工过程中, 塌空区再次发生坍塌, 顶部持续发生掉块, 且伴有大块掉落, 把已紧急架好的1榀钢拱架和搭设中的棚架 (3根4.5 m长φ89钢管、13根4.5 m长φ42钢管) 砸塌。至16日晚11点, 塌方石碴已填满该处洞身, 塌方长度约4.1 m, 高度达6 m左右。
2.2 塌方原因分析
根据现场开挖情况, 分析塌方的原因, 主要有以下几点:
1) 隧道进洞段围岩为全风化安山岩、粉质粘土混碎石, 隧道渗水量大于125 L/ (min·10 m) , 围岩经常渗水, 地下水状态为Ⅲ级。受附近构造的影响, 区内次级小断裂稍发育, 节理裂隙发育, 土石结构松散、均匀性差, 强度和稳定性极差, 围岩稳定时间极短。
2) 隧道塌方段位于Ⅵ, Ⅳ级围岩分界处, 且存有一条软弱破碎夹层, 隧道覆盖层只有17 m, 覆盖层较薄。
3) 隧道施工期正值雨季, 塌方发生前有较大降雨, 由于围岩结构松散且埋深较浅, 受地表水下渗软化影响, 导致土层含水量增大, 力学性能急剧下降, 施工中没有针对雨季施工提前采取相应的措施。
4) 在地质不良段没有按设计要求施作超前支护措施, 也没有采取其他同等级的支护措施, 导致支护强度及安全储备不足。
5) 雨季施工未得到充分重视, 没有按照设计要求采用分部开挖、支护和监测, 发现隧道内围岩变形时, 没有及时采取有效的应急措施。
6) 初期支护及二次衬砌施作不及时, 未能使围岩面封闭, 不能充分发挥围岩的自承能力, 在软弱围岩段仅依靠工字钢架或超前支护不能确保围岩稳定。坍塌一旦发生, 易引起范围扩大。
3 塌方处理方案及施工注意事项
3.1 塌方处理原则
1) 安全可靠, 塌方处理方案必须保证施工安全, 做到万无一失;2) 快速有效, 塌方处理时间要最短, 节约工期, 可操作性强;3) 保证质量, 塌方处理方案必须保证工程结构质量, 不得留有任何隐患;4) 经济合理, 塌方处理要符合经济性要求, 尽量减少投资。
3.2 塌方处理方案
根据塌方现场情况及围岩变形分析, 针对塌方对周围的影响分别进行处理 (见图1) 。
1) 设置地表截水沟。为防止地表水继续下渗, 软化围岩, 在塌方区顶部地表相应位置即0+100附近设置一条截水沟, 将地表水引至塌方影响区域外。截水沟底宽1.0 m、深0.5 m, 边坡1∶1, 采用M10水泥砂浆砌石结构, 沟底做5 cm厚水泥砂浆抹面。
2) 塌方区相邻成洞段加固。洞内塌方往往会波及前段围岩和已施工完成的支护结构, 造成围岩松散脱落和塌方扩大, 为了确保施工安全、保护成洞段结构安全, 需要先加固塌方区附近的未坍塌部分。故对隧道0+074.8~0+084.8段拱部和边墙采用喷锚支护进行加固。普通水泥砂浆锚杆长2.5 m, φ22 mm, 间距15 cm×15 cm, 喷射混凝土采用C25钢纤维混凝土, 厚8 cm。
3) 塌方区处理。利用塌方发生后围岩处于相对暂时稳定的状态, 抓紧时间沿坍塌面设外层初期支护。先在塌方处外面架设一榀拱架, 再沿拱架拱部钻设φ89×4.5 mm、长5 m管棚, 环向间距15 cm。管棚采用镐头机顶进。管棚安装完成后, 对隧道内塌方石碴采用15 cm厚C25喷混凝土进行封闭, 再对管棚灌注水泥砂浆。注浆完成后, 开始逐段清理塌碴, 并及时跟进钢拱架、钢筋网锚喷支护。钢拱架采用Ⅰ12工字钢架, 间距30 cm, 每榀钢拱架之间采用φ22钢筋连接, 环向间距50 cm, 并在拱脚、墙脚部位各设一根φ22 mm, 长3 m水泥砂浆锁脚锚杆。钢筋网采用Φ6钢筋, 间距25 cm×25 cm, 全断面铺贴;φ22 mm普通水泥砂浆锚杆, 长2.5 m, 间距80 cm;喷射C25早强混凝土, 厚18 cm。塌腔内采用C25泵送混凝土填充, 根据围岩情况采用锚杆对泵送混凝土两侧进行加固。
4) 塌方区后掘进及支护措施。待塌方段处理完成后, 采用小导管注浆对掌子面加固。隧道继续前进施工时, 应按Ⅵ型设计断面进行开挖, 并加强支护:超前支护采用φ42×3.0 mm超前小导管, 长4 m, 环向间距30 cm, 排距1.8 m;初喷钢纤维混凝土厚5 cm;钢拱架采用Ⅰ12工字钢架, 间距30 cm, 每榀钢拱架之间采用φ22钢筋连接, 环向间距50 cm;钢筋网采用Φ6钢筋, 间距25 cm×25 cm, 全断面铺贴;φ22 mm普通水泥砂浆锚杆, 长4.0 m, 间距80 cm;喷射C25早强混凝土, 厚10 cm。加强支护长度根据实际围岩地质情况确定, 且不应小于10 m。
3.3 施工注意事项及安全措施
1) 首先对成洞段进行加固施工, 防止塌方进一步扩大。2) 在塌方段进行清碴、支护时, 应安排专人进行监测、指挥, 发现险情时人员应及时撤离。3) 开挖应坚持“短进尺、少扰动、弱爆破、快封闭、勤量测”的指导方针。4) 隧道继续前进施工时, 应严格控制步长, 每循环进尺控制在50 cm以内, 围岩地质情况好转后, 再作调整。5) 采用台阶法开挖, 增强掌子面稳定性。6) 要密切关注成洞段及塌方区地表稳定情况, 后期施工应按设计要求进行监控量测, 并及时记录、反馈。
4 经验及教训
隧道进出口段往往地质情况复杂, 围岩软弱破碎, 现有的勘察技术手段难以精确的预测所有的地质变化。施工中应对此类情况加以重视, 特别是雨季施工时, 必须意识到危险因素的大幅度增加。面对复杂多变的地质条件, 施工单位的技术水平、施工经验和应变能力就显得极为重要。
“动态施工”是隧道施工的基本原则之一, 隧道施工的各种决策都要在施工阶段的地质条件、量测变形、质量控制的基础上进行, 所以在“动态施工”中, 监控量测的作用是不能忽视的。动态施工和动态设计密不可分, 设计单位提供的设计图纸, 在没有通过实践检验前, 始终是具有预设计的性质, 而真正的设计是在施工过程中完成和完善的。所以施工和设计的信息交换, 特别是施工中出现与设计图纸不符的情况时, 与设计及时沟通进行设计变更, 对提高效率、降低成本、减少风险起着十分重要的作用。
新奥法施工以维护和利用围岩的自承能力为基点, 控制围岩的变形和松弛, 使围岩成为支护体系的组成部分, 因此围岩和衬砌的整体化应在初期衬砌中就及早完成, 以保证衬砌环的稳定与完整。对软弱围岩而言, 在洞身开挖完成后应及时进行初期支护和二次衬砌, 不应因为抢工期、片面追求进尺、省投资等原因抱有侥幸心理, 不支护、少支护或拖延支护时间。否则一旦隧道内发生塌方事故, 因为隧道断面较小, 不利于大型机械作业, 通风、运输不便等特点, 通常难以快速处理。如果处理措施不当, 还可能造成更大范围的塌方, 对施工人员的人身安全造成威胁。塌方处理往往工期长, 费用高, 应引起施工人员的高度重视, 并且要彻底根治, 否则得不偿失。
5 结语
本文针对洞口庙隧道塌方事故, 介绍了塌方情况, 分析了塌方原因, 并采取了相应的工程处理措施, 取得以下结论:
1) 全风化闪长岩、粉质粘土混碎石胶结程度差, 遇水软化, 力学性能低, 强度和稳定性极差, 雨季施工应特别注意地表水下渗影响。2) 针对塌方事故, 采取了加固成洞段、封闭掌子面、注浆固结、泵送混凝土回填等措施, 效果良好。3) 在软弱围岩段施工, 超前支护和监控量测是施工安全的前提和保障。在洞身开挖之后必须立即进行支护工作, 强支护是施工中的关键措施。4) 导致塌方的原因是多种多样的, 通常地质上突发的因素是决定性的, 因此加强施工地质工作是避免和防止塌方的根本手段。5) 除了自然因素外, 工程和人为的原因仍占有相当的比重。如果在施工管理和技术上认真的改善, 就会使塌方事故得到有效控制。
摘要：介绍了油气管线隧道断面小、坡度大等特点, 并结合隧道施工中的塌方案例, 分析了塌方产生的原因, 提出了设置地表截水沟、塌方区相邻成洞段加固、塌方区后掘进及支护等一系列处理措施, 实践证明, 各种措施可操作性强, 收到了良好的施工效果。
关键词：油气管线,隧道,塌方,处理技术
参考文献
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[2]闻富民, 鲁仁.现代公路、桥梁、隧道常见质量事故与防范、处理及成功实例分析[M].北京:当代中国音像出版社, 2011.
油气集输管线保护策略与途径 篇4
因油气集输管线大多分布于偏远的乡野村庄, 加之农村是教育宣传的薄弱区域。对油气集输管线分布区域的法律法制宣传教育活动十分重要。相当部分的盗油犯罪团伙来自农村, 加强油气集输管线分布区域乡村群众的法制意识, 犯罪分子的可乘之机就会愈加稀少, 很好的为油气输送营造安全的输送环境。群众的法律法制意识得到提高。
(1) 避开农忙时节对油气集输管线和采油厂分布区域的乡村进行法制教育和宣传。在乡村的公告栏张贴法制宣传单, 告知普及群众对违法犯罪的认识。
(2) 在农忙时节, 定期安排时间段和相关的油气集输管线看护人员轮班帮扶群众农忙。设身处地的融入群众和群众打成一片。只有群众觉得被当成了自己人, 群众才会懂得“应该帮、才会帮、需要帮、必须帮”。
(3) 学生是很好的宣传对象。在油气集输管线和采油厂分布区域的学校、敬老院等社会机构进行“讲法律, 送温暖”的活动。定期安排单位医生为敬老院和学校学生进行免费的健康查体和免费治疗活动等, 将温暖真真正正的送到家。
(4) 关于一些重大的节日。为群众增添集体节目, 如一些集体小比赛, 并设置相应的奖品。温情在前, 普法宣传工作在后。
2 从单位的制度抓起
2.1 落实责任到人
在采油厂和油气集输管线的巡护人员要有明确的责任划分, 责任落实到个人。每个小组, 每个人有明确的巡护区域, 明确责任区域, 有明确的责任承担对象。使单位员工在思想和认识上对自己责任有大的提高和改善。
2.2 实行奖惩制度
将“零事故”作为巡护工作的目标任务。以年或月作为奖惩期限。在岗的巡护人员, 如若能做到“零事故”要给予相应的奖励和表彰, 使巡护人员感受到荣誉感和被重视的感觉。巡护人员做不到“零事故”或有更差的工作表现, 对其进行相应的惩罚甚至辞退, 使单位员工明确单位制度的严肃性, 得责任的重要性。
2.3 对巡护人员的员工数量进行相应的增加
增加员工巡护密度。因巡护人员的数量不够, 有些穷凶极恶的违法犯罪团伙在看到巡护人员后会对巡护人员进行暴力和恐吓, 使巡护人员的身体和精神饱受打击。巡护密度得到增加会有效的减少此类事故的发生。
3 从运输管线抓起
3.1 加强技防的投入
对长远距离和较偏远的油气集输管线, 采用混合输送泵进行输送, 从而提高输送管线的混合比, 有效的降低钻孔盗油的发生几率。在油气管线输送端和接收端安装输送误报警仪器, 建立应急防范反应机制, 可以迅速排查钻孔盗油的事故, 并可快速的进行打击犯罪活动。
3.2 对不合理的油气集输管线进行科学合理的改造
对重要输送段和十分偏远的进行管线的设置进行改进。将这些输送段落的集输管线从原始的“土埋”式改建为“高架”式, 有效杜绝钻孔盗油的发生。
3.3 对占压集输管线的物体或建筑物等及时清理
这些物体和建筑物会成为违法犯罪分子钻孔盗油的有利掩护点。对这些要进行及时彻底的清理, 保障油气的输送安全。
3.4 对运行年数较长的管线进行维护或更换
运输管线运行时间较长难免会受到不同程度的腐蚀, 对运输管线的外表进行细致的排查, 确保输送管线不会因自然原因造成的疏漏。
4 从犯罪的打击抓起
4.1 加强对单位领导和员工的思想教育
不少的钻孔盗油违法犯罪贩子会对部分部门领导和个人进行贿赂和恐吓, 要求其在进行钻孔盗油时提供“方便”。部分领导见利忘义或者因为害怕不敢报警导致了巡护工作的过失。对这类现象一经查明就要严加办理, 以儆效尤。
4.2 强化法律意识和能动性
定期对单位的领导和员工进行法制教育, 使整体的业务素质得到提高。进行爱岗敬业宣传和普及, 树立标杆形象。不分时间段, 部分地点的进行抽查演练, 提高队伍的应急能力。
5 结语
对钻孔盗油等违法犯罪的防范和打击是一个相对漫长的过程。只要我们能够发动群众、完善单位内在制度、在油气输送等方面的工作做好、做细、做周, 及时彻底的消除各类安全隐患, 不断进行经验和教训的总结积极探索研究, 就可以在根本上杜绝钻孔盗油违法犯罪的发生, 为国家和单位减少不必要的经济损失。
参考文献
[1]张范辉.油气长输管道风险评价研究[D].青岛:中国海洋大学, 2008, (9) .
[2]杨晓蘅.油气管道安全工程[M].北京:石化出版社, 2009, (8) .
高压油气管线 篇5
中原油田各采油厂, 计量站和集输站流程上, 安装的阀门和流流量量计计, , 连连接接方方式式基基本本上上为为法法兰兰连连接接..连连接接部部位位长长期期承承受受油油气气水水流流动动时时产产生生的的交交变变载载荷荷和和油油气气水水的的腐腐蚀蚀作作用用, , 使使用用一一段段时时间间后后, , 法法兰兰连连接接部部位位会会发发生生渗渗漏漏现现象象, , 此此时时就就需需要要更更换换法法兰兰垫垫片片。。在在维修拆装法兰时需要把法兰盘撬开, 开口后的法兰盘极易发生错位变形, 我们平常对法兰盘复位时使用的工具是用铁丝盘, 钢丝绳吊, 榔头砸, 撬杠撬, 千斤顶顶的不安全操作方法, 有时得动用电气焊, 严重影响了工作效率, 同时, 采取大力砸、别、 顶、撬、割、焊等操作不同程度地增加了施工风险, 降低安全系数, 现场很难调整, 既浪费时间又增加了劳动强度。
2技术现状及主要技术难点
2.1现场问题
中原油田各采油厂计量站和集输站流程上, 安装的阀门和流量计, 法兰片上的孔眼直径为10㎜、12㎜、14㎜、17㎜、19㎜、22㎜、24㎜、27㎜八个不同直径的孔眼, 油气管线法兰盘的大小取决于阀门型号与通经的大小, 根据作用的不同, 安装在不同的位置, 在维修更换法兰垫片时直径小, 管线长, 操作空间大的维修时间短。管线短, 直径大, 操作空间小时维修时间长。维修更换法兰垫片在中原油田属于中级工操作的项目规定的操作时间为15分钟, 主要目的是检验操作人员的技能水平。技能操作步骤:1.倒流程放压、2.卸固定螺丝、3、清理法兰片、4.制作法兰片、5安装法兰片、6.紧固固定螺丝、7.恢复流程。这些操作工序是在一个理想的环境中完成的, 在实际维修操作中因为各种复杂的工作环境导致操作时间的长短是完全不一样的, 15分钟的操作时间根本达不到技术操作要求, 经过对2014年对中原油田采油六厂采油六厂桥口采油管理区2014年11口抽油井校正法兰盘造成停井进行了维修时间统计, 校正法兰盘平均时间为16.5分钟, 是造成维修更换法兰垫片停井时间长的主要原因。
2.2技术难点
研制一套油气管线法兰校正装置要解决三个方面的问题: 一是要便于携带, 降低工人的劳动强度;二是要增加操作过程中的安全性;三是要提高油井的开井时率, 增加效益;四是要加工一套适用于多种型号的校正装置。.
3创新成果推广内容、技术经济指标和目标
3.1推广内容
油气管线法兰校正装置, 主要是降低操作人员的劳动强度, 增加了安全操作系数, 提高了油井的开井时率, 彻底改变了传统方法, 达到HSE安全要求。
3.2技术经济指标和目标
(1) 降低劳动强度, 由过去2~3名操作人员降到一名操作人员, 提高工作效率;
(2) 杜绝进行维修紧固时人员发生挤伤和物体打击事故的发生, 保证操作安全;
(3) 操作方式合理, 适用于多种型号法兰盘的校正, 降低停产时间增加经济效益。
4创新成果的用途及其原理
4.1用途
用于操作人员在维修更换法兰垫片过程中, 能够更好更加快速地进行维修, 降低停井时间, 达到安全要求。
4.2原理
通过对油气管线法兰校正装置的研制的设计难度、制作安装、预算成本、携带难易程度、操作性能、安全、设计制作能力等方面进行分析评价对油气管线法兰校正装置提出以下技术要求:
按照技术要求, 由中原油田机械加工车间进行加工、利用杠杆原理制作校正装置, 法兰校正装置由顶杆、扶正块、调节螺母、调节杆、辅助钢板、辅助拉杆、拉紧螺母组成。使用时先把辅助拉杆头安装在法兰盘的孔眼处, 用调节杆进行固定, 调整扶正块对法兰进行扶正, 最后使用扳手制动对法兰盘校正.
5创新成果的推广使用
2015年6月研制成功后, 经过对11座计量站工艺流程现场实施, 根据统计表制出活动目标对比图, 根据2014年11次维修更换校正法兰盘和2015年11次维修更换校正法兰盘时间上分析后得出结论:2015年计算平均每次维修更换法兰垫片停井时间为5分钟。油气管线法兰校正装置的灵活性, 装置材料的强度合格、整体性能好、携带方便, 安全可靠。, 得到各计量站工人的一致好评。使用油气管线法兰校正装置实现了缩短操作时间, 提高油井时率、降低工具维修成本、减少了操作人员, 安全系数高。2015年12月在中原油田采油六厂全厂推广使用, 取得了很好的效果, 大大的减少了维修造成的停井时间.2015年8月该项成果获得中原油田挖潜类技术创新成果一等奖。
6效益评价
油气管线法兰校正装置的研制成功, 降低了抽油井的停井时间, 提高了抽油机的运转时率。加工成本400元, 共加工5套, 5x400=2000元, 价格低廉, 现场实用性很强。尤其是在采油六厂数字化改造后人员分流, 操作人员缺少的情况下, 由原来两到三名操作人员减少到一名操作人员就能进行维修操作, 同时极大的降低了工人的劳动强度, 减少了人工成本.
7标准化
7.1将完成的油气管线法兰校正装置绘制成图, 上报厂技术科备案。
7.2完善油气管线法兰校正装置的使用方法, 制定操作规程, 在全厂范围内推广。
高压油气管线 篇6
我国幅员辽阔, 能源分布不均, 主要的油气资源都分布在西部及北部, 但主要的油气消耗市场都集中在经济发展较快的东部地区。随着我国经济的迅猛发展, 石油天然气工业也迅速崛起, 原油、成品油以及天然气输送量剧增。管道运输建设时间短, 投资回报快, 受外界干扰低, 运输效率及自动化程度较高, 应用范围越来越广泛。油气长输管线的安全性十分重要, 如果管道出现泄漏破坏, 将会导致火灾或爆炸等严重后果, 管道工作可靠性直接决定着整个系统安全性, 换句话说, 整个管道安装过程中最为关键的就是确保管道工作可靠性。本文将主要对油气长输管线焊接技术及质量控制进行全面分析。
2 油气长输管线的焊接技术分析
2.1 根焊道技术
油气输送管线根焊道焊接要在确保焊道内表面光滑的前提下, 尽可能的避免缺陷。管线焊接施工效率在很大程度上受根焊道焊接速度的影响。在进行焊条电弧焊施工时, 要顺着向下方向进行纤维焊条的根焊道焊接, 操作人员要集中注意力;半自动焊的劳动强度较高, 操作人员的主观经验对焊接质量具有重大影响。
根焊道既可以利用内焊机进行内焊, 也可以在铜垫下进行外焊, 美国CRC公司通过将四个焊矩安装在内焊夹, 可以实现同时焊接, 根焊速度通常可以保持在2m/min以上。最新研发出的Synchrowire高速根焊技术, 可以有效控制根焊道熔深, 焊接速度为1200m m/m i n。电源焊接需要利用精密送丝系统以及可控熔滴过渡。Synchrowire高速焊的根焊道以及变极性GMAW焊详见下图1所示。
2.2 闪光对焊技术
最先提出管道闪光对焊的是EO Paton焊接研究所, 并利用该技术成功对长达2万千米的油气长输管线进行焊接, 焊接管径最大为1067mm, 详见下图所示。
闪光对焊具有明显优势, 可以在同一时间进行管子圆周记壁厚的焊接施工, 这样可以有效减少焊接操作时间, 提升施工效率, 控制施工成本。然而闪光焊并未在实践中得到普遍应用, 主要原因在于焊口可靠性。我国之前曾在直径较小的锅炉管焊接中应用过闪光焊, 但当出现焊接参数波动的情况, 极有可能出现焊口残留非金属夹杂物后果, 这样会在焊口位置出现灰斑, 对接头塑性及韧性具有不利影响。现如今我国锅炉生产厂家已经不再使用这一焊接技术。管道焊光也存在上述问题, 通常情况下, 焊接接头硬度及强度可以达标, 但冲击韧度常出现不符合标准的情况。
2.3 Nb:YAG激光焊与光纤激光焊
实际上, 受电光转换效率、冷却条件以及设备尺寸等因素的影响, Nb:YAG激光焊并不是管线铺设焊接的最佳选择。二极管激光器及光纤激光器体积小、转换效率高, 更具发展前景。二极管激光技术发展迅猛, 能量效率保持在30%以上, 相比较于Nb:YAG激光器而言, 其运行成本降低了一半左右。用二极管激光器充当固体器件, 便于搬运, 在油气长输管线施工中尤为实用。但二极管激光束流质量较差, 只可以在传导型焊接中使用, 在深熔穿孔焊中无法应用。
3 油气长输管线的焊接质量控制
3.1 焊接前
首先, 检查并清理焊口。主要是查看管口形状、焊件坡口大小以及型式是否达标;确保被焊表面的平整性及光滑性, 清除诸如油脂、铁锈以及油漆等对焊接质量造成负面影响的物质;其次, 钢管对口的质量对焊接质量具有直接性影响, 要严格控制对口间隙, 如果过大, 极易导致焊接过程中出现烧穿现象, 如果过小, 可能导致根部熔化不到位问题。
在钢管对口方面, 内对口器组队是最佳选择, 如果不具备使用内对口器对口条件, 也可以选择外对口器。两管在对口位置的制管焊缝需要错开10厘米左右。需要在所有根焊道结束之后再将内对口器进行撤除;如果使用的是外对口器, 则需要确保在将其撤除之前已经完成了至少一半的根焊道, 并且要沿着周长均匀布置焊道, 只有在所有根焊道结束之后才能撤除对口支撑及吊具。
为避免在焊接过程中出现裂纹, 在焊接管线之前必须进行预热, 要依据焊接工艺规程相关规定控制预热温度;通过预热可以有效避免低温裂纹以及应变脆化裂纹的出现。在预热过程中最好使用环形火焰, 采取中频加热方法也可以, 但需要注意对焊接部位进行均匀加热, 并确保温度始终维持在规定范围内。
3.2 焊接过程
焊缝质量主要是取决于焊接过程, 在进行焊接的时候, 必须要严格依据焊接规范所规定的相关参数及作业指导书中的相关要求进行, 特别需要注意对焊接电流进行严格控制, 焊条熔化速度、母材熔深、焊接接头性能以及焊缝内在质量等都主要取决于焊接电流大小。因此, 要坚决杜绝操作人员依据自己主观判断或者是作业习惯对相关参数进行随意调整。
焊接完毕需要对焊缝外观进行检查, 焊缝外形尺寸高度及宽度和焊接质量之间不存在必然联系, 焊缝尺寸过宽或者过高都属于焊接缺陷, 会导致局部应力集中, 焊接抗疲劳强度会受到一定影响, 加大焊缝线能量, 进而对机械性能造成不利影响。所以, 需要以焊接工艺规范的相关要求为依据进行操作, 通常情况下, 焊缝高度不应超过1.6mm, 焊缝增宽单边不应超过1.6mm。
3.3 防腐技术
首先, 外界因素, 这主要是指管道周围的环境因素以及周边介质所具备的特性, 具体有以下几点:
(1) 温度, 即油气储运期间的温度以及环境温度, 管道的敷设深度是影响温度的首要原因, 此外地域也会对温度造成一定影响。随着温度的上升, 腐蚀速度也会加快;
(2) 周围介质的物理性状, 主要是指土壤的水分交替变化、地下水变化以及芦苇类根系的影响等;
(3) 施工因素, 主要包括施工人员素质以及质量意识、对施工材料把关等;
(4) 管道周围介质所具有的腐蚀性, 这主要受到土壤性质以及微生物的影响, 一般而言, 对土壤腐蚀性做出准确评定极为困难, 我国石油业实行两种评定方法, 一是在一般情况下, 根据土壤所具有的电阻率将土壤腐蚀性分为强、中、弱三类;在复杂地区则按照电阻率、含水量、土质以及酸碱度等十二种相关因素将土壤划分为强、中、弱以及不腐蚀四类。其次, 油气自身原因, 由于油气中所含有的物质具有一定的氧化性, 例如硫酸氢、氧以及二氧化碳等气体所具有的酸性会导致电化学反应以及对金属晶格造成破坏的化学反应, 这就会导致油气管道内壁出现腐蚀现象。
3.4 操作要领
管子焊接过程中, 应注意避免管内出现穿堂风;现场焊接过程中, 要严格依据焊接工艺规定确定焊接层数、相关工艺参数以及焊后缓冷等;如果是两个焊工存在收弧交接, 为便于后焊焊工收弧, 先到交接位置的焊工需要多焊部分焊道;焊道起弧或收弧位置应至少错开30mm, 并且所有接头在进行焊接前都需要进行修磨。所有焊道的焊接都应连续进行, 焊道层间温度必须达标;完成焊口猴子猴, 需要及时清除干净接头表面的飞溅物及熔渣等。
4 结语
综上所述, 油气长输管线的安全性十分重要, 如果管道出现泄漏破坏, 将会导致火灾或爆炸等严重后果, 管道安装过程中最为关键的就是确保管道工作可靠性。本文对几大焊接技术进行简单介绍, 并分别从管线焊接前、焊接过程中以及焊接后三个阶段对油气长输管线焊接质量控制进行分析和探讨。
参考文献
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高压油气管线 篇7
随着我国社会水平和经济水平的快速发展, 油气的需求量也日益增加, 这就给我国的油田开采提出了更高的要求, 但是同时也面临着油气集输管线的腐蚀问题。油气集输管线腐蚀可能会造成停产、环境污染和人员伤亡等问题, 最终导致经济效益受到损害。如何加强油气集输管线的防腐工作, 是现今油田开采单位研究的主要课题。
一、关于油气集输管线
在油田开采的过程中, 油气集输的主要作用是运输固体颗粒、气体和水的混合物, 在我国油气集输中的油气大部分都是含水量比较高的, 提升运输混合物的数量是为了保证产品的高数量和高质量, 但是同时也面临油气集输管线受到更多腐蚀的问题。所以在采用管线外防腐层时, 应该选择耐久性好、质量比较高的产品。油气集输外管线的防腐具有点多、复杂、密度高和直线距离比较短的特点, 这些特点对油气集输管线提出了高规格、高安全性的要求, 但是传统的油气集输管线采用的是钢制管材, 铺设的时候需要进行挖掘, 工作量很大并且很难保证安全性, 管线不透明, 造成难以辨认管线中混合物的问题。
二、常见外防腐层分析
油气集输常见的外防腐层主要有聚乙烯胶防腐层、石油沥青防腐层和聚氨酯泡沫塑料防腐层三种。其中聚乙烯胶防腐层的特点是绝缘性能好, 能够抵抗杂质电流干扰, 施工比较方便, 但是抗土壤应力的性能比较差, 高电阻值也会产生阴极保护屏蔽。聚乙烯胶比较适合管件防腐和修复, 但是在搭建时容易产生长接缝, 造成腐蚀介质渗入管线中, 形成接缝处的腐蚀。石油沥青防腐层的特点是价格低廉、粘度高, 对酸性土壤和碱性土壤的耐受性能都比较好, 易于修补, 而且石油沥青在我国应用比较多, 建设石油沥青防腐层经验丰富。缺点是抵抗微生物腐蚀能力不好, 易吸水, 不适用于潮湿、微生物丰富的地区。聚氨酯泡沫塑料防腐层的特点是密度小、不吸水、稳定等, 保温性能较好。能够满足油气集输中防腐保温的双要求, 但是成本较高, 生产难度较大。
管子和防腐层的粘连度是保证防腐层质量的重要因素, 而管子表面的除锈质量又决定了防腐层的粘连度。如果管子的除锈工作做的比较好, 就能保证防腐层的粘连度, 也能防止防腐层在管线建设中出现脱落和受损的情况。对于聚乙烯胶, 它是由聚乙烯塑料和泡沫塑料两部分组成的, 泡沫塑料显然没粘连性, 而聚乙烯塑料则具有比较好的伸缩性和耐久性。管线埋入地下, 土壤中的电解质会形成电流回路, 造成管线腐蚀, 所以, 防腐蚀层的绝缘性很重要。聚乙烯胶和石油沥青都有非常好的点绝缘性, 能够有效防止电流回路造成的腐蚀。
在管线铺设的时候, 难免会产生防腐层被损坏的情况。这些管线埋入地下之后, 阴极保护和电解质的共同作用, 会造成防腐层的脱落。石油沥青的吸水性较好, 在潮湿的环境下, 会出现比较大的阴极保护电流, 防腐层脱落的现象更加严重。而且由于石油沥青的粘连性比较好, 对管线表面的清洁度要求较低, 这些杂质也是造成防腐层脱落的重要原因。管线运输的过程中, 会有挤压、碰撞等诸多外力因素的影响, 这些外力会造成防腐层受损伤。对上面三种常见的防腐层来说, 石油沥青的强度不及聚乙烯胶, 而聚氨酯泡沫塑料中的聚乙烯塑料抗摔打能力较小, 容易损坏。
环境因素对防腐层的影响同样重要, 环境因素主要包括微生物和环境介质。由于聚乙烯胶的强度不高, 环境因素容易造成开裂等情况。而且在高温的环境下, 聚乙烯胶会加快开裂, 如果长时间暴露在紫外线较强的环境下, 会出现防腐层老化, 强度会更低, 所以聚乙烯胶应该生产后立即使用。对于防腐层的涂敷性能, 聚乙烯胶的工艺比较简单并且相对成熟, 容易操作, 而聚氨酯泡沫塑料工艺比较复杂, 施工质量难以控制管线伤口的补伤, 是保证防腐层完整性的重要因素, 石油沥青的补伤性能较好, 聚乙烯胶的操作比较简便, 但是成本较高, 工艺不成熟, 所以在施工中, 质量不好控制。
三、油气集输外防腐层的选择和应用
油气集输外防腐层的选择和应用包括几个方面:
1. 布管和托运:
在进行油气集输外防腐层的布管时, 应该注意沟边和管线距离要大于0.5米, 并且要在管沟的不推土侧进行布管。如果管线需要架空, 需要根据现场情况进行灵活转变。如果有多条管线和布管平行, 管线距离应该大于0.5米而小于1米, 管口和布管距离应该在10厘米到20厘米之间, 在今后的管口清理工作中, 这样的距离会带来很大的便利。在管线托运的过程中, 应该保证防腐层不能被破坏, 一般管线托运使用的是布制的吊带, 使用捆扎、吊运等方式进行。管线和管线之间, 要使用软材料隔开, 捆扎的时候, 选择恰当的位置, 保证捆扎牢固。托运应该严格依照工程计划进行, 不允许过高、过宽, 不能直接将管线放在硬质土地上或者石块上, 因为这些都有可能造成防腐层的损坏。
2. 补伤和焊接:
在焊接管线前, 先要清理坡口处的的水分、灰尘和铁锈等, 对坡口进行仔细的检查。完成焊接后, 注意焊接处的清理工作, 在焊接时要保证人身安全, 不能在天气恶劣的条件下进行。手工焊接应该保证大气湿度小于百分之九十而风速应该低于8米每秒, 焊接前烘干焊条, 如果焊条出现问题, 要及时的更换焊条。没有使用完的焊条, 烘干次数小于两次才能再次使用。焊接完成后要进行均匀的刷漆, 才能有效保证管线的防腐蚀性。
3. 回填和开挖:
进行管线的回填和开挖时, 应该注意电缆和管线的距离在0.5米内, 管线和电缆的角度在60和90度之间, 如果管线温度高于70度, 应该铺设隔热垫。铺设新管线要保证和原管线的距离大于0.3米。
结束语
综上, 在油气集输管线的建设中, 防腐层的建设有很多方面的影响因素, 其中石油沥青、聚乙烯胶和聚氨酯泡沫塑料, 是三种比较常见的防腐层材料, 它们各自有缺点和优点, 应该结合情况, 合理的选择材料, 保证管线外防腐层的高质量。
参考文献
[1]卫华.油气集输管线的防腐蚀技术研究[J].中国化工贸易.2013, (08) :374.
[2]李冰.油气集输管线外防腐层的选择与应用[J].化工管理.2013, (04) :127.