油气管道运输

油气管道运输（共10篇）

油气管道运输 篇1

随着科学技术的发展, 我国社会主义市场经济得到了快速的发展, 随着生活水平、生活质量的不断提高, 人们逐渐增加了对石油、天然气的需求量。虽然新能源的开发与利用得到了快速的发展, 但由于受到各种条件的限制, 现阶段新能源仍无法完全取代石油、天然气的作用。油气管道运输是我国石油行业主要的油气储运方式, 其是否具有安全性具有非常重要的意义。

1.安全设计方法

1.1合理选择输送管道

在对油气管道运输工艺进行选择时, 应当以所输介质特性作为主要依据, 合理选择输送管道, 并注意其经济性、安全性。第一, 液化油气的运输管道应该采用液化油气专用的输送管道——LPG管道。第二, 柴油、煤油、汽油等成品油, 属于大宗轻质的油品, 应当使用成品油管道进行运输, 并采用等温密闭、顺序输送的运输工艺。第三, 原油具有易凝、高粘的特点, 因此应采用加热输送的原油长输管道。原油长输管道特有的事故是凝管, 有效预防凝管的措施是对输送管道进行加热。此外, 还应做好主要设施选型以及工艺参数确定, 主要包括对监测仪表及其附件、加热炉与泵机组以及储罐等主要设施、运输管道的壁厚以及管材类型进行选型, 对输油管道的最大操作压力、输送温度等工艺参数进行确定, 在对上述主要设施以及工艺参数进行选型、确定时, 应该将保障管道安全作为出发点, 以相关设计规范作为根据执行。

1.2合理选择线路

油气长输管道线路的选择对于油气运输管道的安全非常重要。所选线路通过地区的社会经济条件、自然环境条件、工程地质条件以及管道维护难易程度、管道施工难易程度、线路长短、线路走向等因素, 不仅在很大程度上影响着整个运输管道工程的运行费用、投资, 与管道安全也有非常密切的关联。在选择线路的过程中, 应当注意以下几个方面:第一, 避免将站址选在有可能被洪水、水浸淹没的地区或沼泽地区;第二, 应该和居民密集区、铁路以及大型工矿企业具有一定的距离, 保证安全;第三, 在选择站址时, 不仅要考虑到站场的生活供应方便、水电供应方便、动力供应方便、交通方便, 还应充分考虑到是否安全;第四, 站场应该位于总线路走向的内侧, 在符合工艺要求的要求下, 可以对其进行适当的调整;第五, 应当事先对所选线路所经地区内的地质情况进行全面地勘察, 充分了解该地区地质灾害发生的频率以及种类, 应尽量避免线路经过湿陷性黄土以及洪水、滑坡、泥石流、地震与活动断裂带常发的地区, 在无法绕避的情况下, 则应及时采取有效的防护措施;第四, 线路不应该经过国家级的自然保护区、重点文物保护单位以及军事设施基地、海港码头、火车站、飞机场、工厂、城市水源区等区域, 在无法绕避的情况下, 则在经过有关部门的批准的条件下, 及时采取有效的防护措施。

1.3控制管道腐蚀

腐蚀对油气运输管道的可靠性、安全性及使用寿命产生了非常大的影响, 是导致管道破裂、穿孔, 从而引发油气泄漏事件的主要诱因。对管道腐蚀进行有效地控制、预防, 能够降低事故发生率, 从而保障油气运输管道的安全运行。在设计管道工程时, 可以采用防腐蚀监控、防腐层材料、防腐蚀参数测量以及阴极保护设施等, 控制管道腐蚀。

2.油气管道运输安全设计的重要性

2.1油气具有毒性以及静电积聚性

汽油、原油具有一定的毒性, 对人体产生非常大的影响, 这是由于其主要组成成分, 环烷烃、烷烃等, 通过呼吸进入人体后, 会对粘膜、皮肤产生刺激, 在浓度比较高的情况下严重者可以导致神经系统功能紊乱。此外, 油气还具有静电积聚性, 在管道内流动、喷溅、冲击及沉降时, 都会发生静电积聚的现象, 静电放电发生火花, 极易引燃油气, 从而造成爆炸事故、火灾事故, 此类事故主要发生在油轮、油槽车、油罐等有油气形成的装置中, 具相关统计发现, 在油品爆炸事故、火灾事故中, 大约有百分之十左右的事故是由静电积聚而引发的。

2.2油气具有易爆易燃性

天然气、石油具有易爆性、易燃性, 这是其在发生泄漏后极易引发爆炸、火灾的内在因素。油品爆炸危险的物性评价参数主要有爆炸极限。当空气中所含油气的浓度位于爆炸上限、爆炸下限之间的时候, 一旦遇到引爆源, 就有可能会发生爆炸。油气燃烧限略高于油气爆炸上限, 如果混合气浓度比爆炸上限高, 但还是处于油气燃烧限内, 就不对发生爆炸, 但是会发生燃烧, 之后再发生爆炸。油气燃烧往往与爆炸具有非常大的关联性, 在一定条件下两者可以互相进行转换, 因此, 易燃性比较大的油品在一般情况下爆炸危险性也比较大。

结语:

终上所述, 本文主要分析了油气管道运输安全设计的方法及其重要性, 以期对油气管道运输安全设计的相关研究以及实践工作有所帮助。

参考文献

[1]王艮龙.浅析油气管道运输安全设计的方法及其重要性[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 01:246.

[2]张耀东, 戚爱华.构建油气管道安全保护的长效机制——《中华人民共和国石油天然气管道保护法》述评[J].国际石油经济, 2010, 09:9-16+93-94.

[3]马伟平, 贾子麒, 赵晋云, 郑娟, 王龙, 袁艳宇, 张振环, 夏秀占, 关晓明.美国油气管道法规和标准体系的管理模式[J].油气储运, 2011, 01:5-11+3.

油气管道运输 篇2

一、油气管道工程造价控制的意义与原则

1.油气管道工程造价控制的意义。

对工程造价进行控制与管理，使得管道工程的造价控制在一个合理的范围之内，防止出现滥造的情况。开展管道工程造价控制与管理具有必要性。首先，管道工程的建造的总体造价，在一定程度上是与造价规划相关的，造价规划对于整个管道工程造价具有直接的影响。因此，开展造价控制与管理是非常必要的。其次，如果在工程正式建造之前，能够进行全面的造价分析，对工程开展所有需要支出的项目都进行预算，预算出建造大概的资金支出，能够有效的防止建造过程出现浪费的情况。造价控制本身就是工程造价规划，有了规划，工程才能够更有计划性，在建造的过程中，就能够顺畅的开展。合理的造价是工程质量的保障，造价必须控制在一个合理的范围之内，并且进行管理，防止因为资金的匮乏，而导致选购劣质工程材料、偷工减料，或者是造价估计过高，导致不必要的浪费情况的发生。

2.油气管道工程造价控制原则。

2.1将设计放在首位。在油气管道工程造价控制过程中，造价准备以及设计对于造价具有重要的意义，其中设计阶段具有决定性作用，因此需要将管道设计放在首位。在设计的过程中，结合管道工程的需求，从根本上控制工程造价，使得工程设计更加规范与科学，从而为工程造价控制奠定基础。

2.2坚持油气管道工程造价主动、动态控制的原则。工程造价受到多种因素的影响，油气管道的控制应该紧密结合市场的动态变化，并且根据承包的情况，进行造价控制。工程的造价控制反映出设计、承包以及施工造价的情况，通过主动以及动态进行造价控制，使造价控制符合生产的需求。

2.3把技术与经济充分结合起来。管道工程的施工建设受到多种因素的影响，为了保障管道的造价控制，应该采取多种方式进行控制。在控制的过程中，应该将工程技术与经济结合起来，确定管理职责，并且采取总体设计，进行多方案选择，进行严格审查与监管，保证工程的合理控制。

二、管道工程各阶段的造价控制措施

“十二五”规划中强调进一步加速问过的城镇化进程，管道工程的覆盖面积自然会越来越大，在功能上也更晚，管道工程相较于以往的工程项目，面临的环境更为复杂，施工难度更为艰巨，施工工期更短，使用寿命则更长，所有这些特点都工程造价带来一定的影响。管道工程造价对于原有工程造价具有很强的依赖性，它需要将整个造价工程细化到决策阶段、设计阶段、招投标阶段、施工阶段以及验收阶段，并且各个阶段的工程造价控制是紧紧相连的，所以，在管道工程的建设中必须要完善起一套科学合理的管道工程造价管理体系，让管道工程的计价、审查、结算等环节都能够做到科学化、制度化、规范化，要对管道工程的施工造价建立起一套严格的监督和管理体系。

1.决策。在做出管道工程建造的决策阶段，府所做出决策的正确性、可行性对于整个管道工程的造价是构成直接的影响的。在这一阶段主要的工作是要做出投资决策，要求的工程造价部门，要与其它有关的部门相互合作，合理地预测工程建造过程之中，各项需要支出的费用，例如土地费用、前期规划费用等。决策阶段的角色地位就是“经济参谋”，为工程建造提供依据。决策阶段控制管理造价的主要工作有确定管道工程建造的规模、选择工程建造区域、明确建造标准、资金的筹集方案等。

2.设计。在设计阶段，可以施行设计招标，向公众公开征集设计方案，从中选取最适合、最经济的设计方案。还可以对工程造价进行限额设计，通过现场勘察、工艺流程优化、管线综合布置优化等工作，合理利用每项资金，对每一个项目的造价都进行合理的`限制，防止“三超”情况的发生。

3.招标投标。在招标投标阶段，公正、公平、公开是招标适合必须遵循的原则。可以设立专门、独立的监督机构，对工程招投标进行监督，防止出现一些不公平的现象。这样可以有效的避免出现“私下沟通”的情况。此外，对管道工程造价控制与管理重要的工作是要编制招标文件。目前，工程量清单招投标是较为科学的招标方案。

4.工程实施阶段。管道造价控制最重要的一个阶段就是实施过程中的造价管理。在施工进场之前，设计人员需要做好技术交底，保证施工人员掌握工程设计内容，对于设计变更也尽量控制在施工初期阶段，设计变更发现越早，损失越小。因此，在每项设计变更之前，需要严格对待该项变更对于成本造价的影响，因此造价部门的工作人员一定要对招标的文件、签订的合同和施工设计的文件有一个比较全面的了解和掌握。为了使支付的资金得到有效的支付和控制，必须依据现行的工程量清单，严格审核资金的申请，并且要紧抓计量支付的环节。对于管道造价师来说，一定要控制好整个管道施工过程中的费用，搜集资料要及时，对于国家现行的法律和价格一定要及时的整理分析，对于业主来说，对于工程的变更一定要严格审核，对于一些预备工作一定要严格把关，对于变更引起的投资影响要做好监控工作，从经济性和美观性还有功能上考虑变更的必要性，尽量的减少费用的支出。

5.结算。在管道项目的竣工结算过程中，也要做好其造价的控制与管理。所谓的管道工程结算主要是施工方完成质量合格的工程后，需要发包单位所付的资金。在竣工结算阶段，甲乙双方按照施工合同约定，根据现场鉴证和设计变更以及隐蔽签证、竣工图等仔细审核计算，结算时可以采用执行工程尾款会签制度及工程结算复审制度，以确保结算质量。但是在实际的管道竣工结算阶段，一些部门不能有效准确的处理一些事宜，导致体制不健全、执行力度也有所下降，最终使得管道工程后期的竣工结算的难度加大。

三、结语

油气管道安全监测技术分析 篇3

关键词：油气管道；安全监测；光纤传感

中图分类号：TE973 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）14-0049-02

我国的能源来源分布比较集中，而能源消耗却比较分散，从运输成本和安全性上对比分析，能源运输方式首选油气管道。油气管道被比喻为“地下长城”，随着我国能源需求量的增加，在未来几年内，我国的“地下长城”主干线、支线增加的长度将可能再绕地球一到两周。每条油气管道都有几十万个管道焊口，如果任何一道焊口在环境敏感区或者人口稠密区出现泄露，就会对环境造成严重污染，会使管道上下游用户“断气”，甚至造成人员伤亡事故。比如：2007年，沙特一条天然气管道发生泄漏并引发特大火灾，造成至少28人死亡。

1 油气管道安全现状

影响油气管道安全的因素有很多，如：管道腐蚀、自然灾害以及人为破坏等，油气管道日常承载的输送量大、压力负荷高，经过长时间运行后，管道焊缝只要存在丝毫问题，后果将不堪设想。尤其是大庆至抚顺、抚顺至鞍山等油气管道是20世纪70年代建设投产的管道，运行时间长，输油量大，焊缝缺陷以及管道腐蚀老化，加之沿线的打孔盗油等行为，存在安全隐患较多，加大了泄漏风险。目前，新建的长距离油气管道，大多具有施工地质条件恶劣、管线施工难度大、自然环境恶劣等特点，一旦遇见诸如洪水、泥石流滑坡、地震等自然灾害都有可能出现管道泄漏的可能，因此，新建管线的自身质量以及能否长时间安全运营是一个值得思考的问题。

近几年，“打孔盗油”、“打孔盗气”等人为破坏因素导致油气管道事故频发。2009年9月中旬，中石化鲁皖成品油管道柴油泄漏，方圆百里的老百姓抢油，其原因就是盗油分子所致。2003年“12·19”兰成渝输油管道打孔盗油案中，喷发的油柱高达40余米，导致宝成铁路停运6小时，管线停输近15小时。事后，主犯被处以死刑。

目前，很多管线铺设好之后，地方随即开建高速公路等基础设施，直接导致管道与公路的交叉，增加了众多安全隐患。

2 光纤传感技术的特点

（1）抗电磁干扰，电绝缘，耐腐蚀：光纤传感技术是将信息通过光波进行传输，主要载体是具有电绝缘、耐腐蚀特征的光纤传输介质。因此，该技术在信号传播过程中不会受到任何的电磁干扰，也不会给外界的电磁场造成影响，非常安全可靠。这些特点使光纤传感技术在恶劣环境中、油气管道中、高压高温和强腐蚀环境中能进行快速准确地传感信号。

（2）具有较高的灵敏度：长光纤和光波干涉技术的灵敏度要比一般的传感器高，实践证明，在测量转动、水声、加速度、位移、温度、磁场等物理量时，光纤传感技术具有较高的灵敏度。

（3）具有较轻的质量、较小的体积、容易变形的外观：光纤在使用过程中给人的第一感觉是重量轻、体积小、方便缠绕。因此，外形各异、尺寸不同的各种光纤传感器可以方便应用于油气管道的检测。

（4）功能强大，测量的物理量多：目前已有性能不同的测量温度、压力、位移、速度、加速度、液面、流量、振动、水声、电流、电场、磁场、电压、杂质含量、液体浓度、核辐射等各种物理量、化学量的光纤传感技术应用于油气管道中。

（5）利用该技术，投入成本较低，方便重复使用，便于成网。

3 光纤传感技术在油气管道安全监测中的应用

现阶段，与发达国家相比较，我国还具有比较落后的油气管道监测技术，大多管道以人工巡逻为主要的安检方式。虽然自动化监测技术在国内已经有所发展，但实际应用过程中却表现出了灵敏度不高、稳定性不好、定位不够准确、监测误差大、自动化程度低等问题。光纤传感技术是一个新兴事物，是一种新型传感器技术，它的应用技术基础是光通信技术和信号处理技术。

油气管道安全监测技术采用的是光纤传感技术，传感原件和信号传输原件的材料基础是普通通信光缆，当光纤和油气管道被外界作用遭到破坏以后，光纤会发生反应，主要表现在长度和纤芯折射率发生变化。光在传感光缆中通过时，光信号的相位会有所变化，信号处理中心接到相位变化信息以后，系统会处理返回的传感信息，从而根据光纤反应来判断故障发生点，进而判断事故的发生。

如图2，光纤传感技术在油气管道实际应用图，体现出了适合油气管道的独特优势，具有很强的耐腐蚀性，可以埋藏在潮湿、水下等恶劣环境中；安装方式灵活，可以紧贴油气管道安装，具有很强的隐蔽性；能够精确显示油气泄露事故地点，仪器工作过程中仅仅是监测终端需要耗电，其他不需要电能。

4 结语

油气管道运输是目前我国油气运输的主要途径，既经济又高效，但由于油气的高压、易燃特性，对运输管道要求特别高，因为，管道事故一旦发生就会给社会造成巨大的环境污染和经济损失，危及人身安全。对油气管道的安全监测、油气管道安全预警等技术始终是研究的重要课题，本文所讲述的光纤传感技术在油气管道中的应用实践表明，该技术能够对管道事故发生点进行精确定位，具有很好的应用前景。

参考文献

[1] 周诗岽，吴志敏，吴明.输油管道泄露检测技术综述[J].石油工程建设，2003，（3）.

[2] 张红兵，李长俊，罗刚强，崔勇.管道泄漏实时检测和定位系统[J].石油与天然气化工，2004，（3）.

[3] 冯健，刘金海，陶洪生，季策.基于LabVIEW的管道泄漏故障诊断系统软件设计[A] .第六届全国信息获取与处理学术会议论文集（1）[C].2008.

[4] 朱建新，王历军，张金权，王小军.光纤管道安全预警系统在油气管道安全防范中的应用[J].石油工程建设，2009，（5）.

油气管道韧性设计 篇4

关键词：油气管道,韧性设计,裂纹扩展

一、引言

足够的韧性可以减缓甚至能够阻止管道断裂事的发生, 因此在管道系统可靠性及安全性上, 韧性设计必然成为了它的其重要指标。着手于最基本的角度, 管道的韧性设计最先强调的就是安全性和经济性。对管道缺陷或者裂纹满足管道运行与否的评估是当前国际上通行的外油气输送管道的设计方法, 包括止裂韧性准则, 应力强度准则以及断口形貌准则等等, 这些准则均基于裂纹断裂失效判断准则。基于上述分析可以发现现行复杂的管道韧性设计方法既不利于计算参数的获取, 也不利于管道成本的节约, 需要有韧性设计新方法的建立。

二、基于应变的管道防断裂设计方法研究与应用

高压、大口径是油气管道的发展趋势, 而“先漏后破”准则和“先破后漏”准则则成为管道防断裂设计的两大准则。根据这两个准则的分析表明:当输送管道承受的压力越来越高, 使用的口径越来越大时, 对材料屈服度的要求也越来越高;高强度的材料需要高标准的韧性。根据“LBB准则”设计需要承受较高压力的大口径管道就会要求更高韧性的材料, 这样也更加安全。下面阐述“LBB准则”在管道防断裂上的应用。

2.1、计算模型建立

(1) 缺陷尺寸当量化

在断裂力学当中, 一般需分析裂纹或者缺陷的扩展过程, 裂纹假设通常将裂纹视为穿透裂纹 (源于无限大平板中心) , 然而事实上, 穿透裂纹在管道上无法出现, 由于穿透裂纹就已经意味着管道发生了泄漏, 因此当量化管道上其他类型的裂纹为穿透裂纹就非常必要。这样通过现有知识便于使计算步骤简化, 在降低工作量的同时也不使计算的合理性受到影响。如果管道中一条深埋裂纹其深度为a, 长度为l, 那么其裂纹长度就可非常简便地用椭圆形裂纹转化为当量穿透裂纹长度。

其中

式中, c-裂纹半长, mm。

若为表面裂纹, 按照压力容器规范, 使用F替代上式中的M

式中, l-裂纹长度, mm;t-试件厚度, mm;-无量纲裂纹张开位移

油气管道属于焊接结构, 此处求取无量纲裂纹位移, 可以由下式求得

式中, ε为初始状态下缺陷处无缺陷时的应变值。

(2) 缺陷处在无缺陷时的应变值确定

虽然受应力影响导致管道缺陷的应变方向不在同一个方向上, 但是应变方向大体上可以分为轴向和径向, 那么管道当量应变值就应该是无缺陷时管道缺陷的应变值, 此时的应变主要包括有:

(1) 对于油气输送管道而言, 其应力情况较为复杂, 为了便于计算, 需要进行一定的简化, 那么对于缺陷处的一次应力而言, 主要应该考虑由管道内压而生成的环向应力σh以及温差应力这两种应力σt, 管道倘若还受弯曲应力, 那么此时还应该考虑弯曲应变造成的影响, 所以一次应变应为。

式中, αb-由缺陷类型确定的系数。

σq指管道的二次应力, ε2为它所生成的残余应变, 经厂家所提供的残余应力数据来计算它的数值。产生残余应变的位置包括焊缝、递进边热区以及自由边热区等等, 它的方向垂直于焊缝的方向。

(3) ε3为因峰值应力而导致的应变, 源于几何形状变化而产生的集中应力。由于管道直径发生变化或者方向发生变化, 使得管道应力会发生集中, 这样的情况需要根据实际进行判断, 这里仅考虑集与管道轴向相垂直的应变。

(3) 裂纹张开位移求取

裂纹张开位移可以根据下式求取

式 (7) 为日本标准上的公式, 此式的优点在于比我国标准更加经济。

(4) 求出材料的临界裂纹张开位移δc

一般地, 临界裂纹δc的张开位移属于基本型的参数, 可通过查表及试验得到。

(5) 评定

当δ<δc合格;

当δ≥δc缺陷不能接受。

如果管道上存在穿透缺陷, 则在内压引起的环向应力作用下, 穿透裂纹尖端的位移δ为

式中, εs-裂纹屈服应变。

因此, 当材料的最小裂纹张开位移满足

时, 就可先泄漏后破坏。

2.2、管道缺陷处无缺陷临界应变值确定

管道设计时既要保证材料有足够大的裂纹尺寸, 也要保证足够的安全, 因此基于LBB准则就需要选择足够大的材料屈服强度, 因为其正比于管道承载能力。如果为基于LBB准则而设计的材料最佳性能指标组合, 那么选择材料的就应该是最大。如果为给定材料管道的屈服极限, 那么根据式 (7) 即可计算出管道缺陷处无缺陷应变的临界值, 此时韧性临界值为管道缺陷的张开位移。

由此可得, 缺陷处无缺陷时临界应变为

由管道宏观应变代替应变值, 管道裂纹处无裂纹时的极限应变值理论上可通过式 (11) 计算。跨越管道和埋地管道的临界轴向应力值均不相同, 那么此处临界应变值的甲酸模型应为

(1) 跨越管道临界应变计算模型

通常地, 与轴向应变相比, 由跨越管段的挠屈而产生的应变要相差来两个数量级, 为便于计算, 需简化跨越段的组合应变, 此时可以单单计算轴向应变以及环向应变所组合的应变数值。

国家规范SYJ15规定, 跨越管道考虑主要载荷的强度条件是

一般取其计算模型中的极限强度, 因此跨越管道轴向应变极限值为

(2) 埋地管段临界应变计算模型

要使埋地管段不发生轴向失稳, 管道轴向临界应变值为

2.3、几点建议

管道无缺陷应变的计算源于防断裂设计的简化处理, 但该应变不属于裂纹尖端应变;所以为使计算结果更接近于实际工况, 还应该考虑下述各种因素:

(1) 在管段存在弯曲应力的部分, 可能影响到裂纹的扩展, 此时应该额外考虑弯曲应力及应变的因素。譬如, 在进行跨越管段的有关计算时, 就要充分考虑弯曲应变及应力的影响因素, 因它可能是由于横向载荷所导致的。

(2) 焊接残余应变在计算属于焊接结构的油气管道时就需要考虑, 因为该应变可能是由焊接残余应力所产生。

(3) 应力增量或应变在应力集中的管段应该得到考虑, 因为诸如地下管道弯头, 泵出口接头等管段会产生因结构几何形状变化而导致的应力集中。

三、应用实例

使用管道工程参数来计算实际例子, 再结合有限元的模拟分析, 验证了模型的适用性及准确性。

3.1、实例参数

(1) 管道材料参数

某跨越管道为的焊管, 设计压力, 线膨胀系数为, 泊松比, 屈服极限。管道建成后强度试压介质为水, 试压压力。操作温度与安装温度之差, 埋地端管顶埋深1.5m。

(2) 裂纹参数

经无损探伤发现, 跨越管道某处有一纵向表面半椭圆裂纹, , 。在运行温度 (20℃) 下材料临界裂纹张开

位移。 (3) 土壤参数

土壤为亚粘土, 土壤容重, 变形模量, 泊松比, 内聚力, 内摩擦角。, 轴向反力系数。计算管道跨距为多少时既能满足运行要求又可最大限度利用材料?

3.2、韧性设计

由上节计算得到跨越管段长度23m, 此处以23m为计算长度。

(1) 裂纹尺寸当量化

其中,

对于跨越管道, 缺陷处无缺陷应变要受到弯曲应力的影响, 弯曲应力为

此时

则无量纲裂纹张开位移为

(2) 缺陷处无缺陷时的应变

(3) 求取张开位移

因为

跨越管段缺陷处容许的临界无缺陷组合应变值为

所以, 管道上所讨论的缺陷是容许的, 跨越管道能满足韧性要求。

结论

文中的管道应变设计具有很大的优势, 它能够充分利用管道材料的承载力以及应变性, 大大降低了设计上的计算量及成本, 提高了生产效率, 具有非常重要的理论意义和实际应用价值。

参考文献

[1]冯耀荣, 李鹤林, 马宝锢, 等.油气管道失效抗力指标与技术要求的探讨.石油学报, 2011, 20 (5) :62-65.

油气输送管道工程论文 篇5

1油气输送管道及其板材的质量状况

1.1钢管不合格分布情况

统计某项目用国产1219mm×18.4mm规格X80钢级螺旋缝埋弧焊(SAWH)钢管，不合格钢管共计3429支，对其不合格原因进行了分类。

①板材质量是造成SAWH钢管不合格的主要原因，主要包括板材性能不合格、结疤、分层、壁厚超差等;

②排在第2位的是焊缝缺陷，包括夹渣、裂纹、未熔合、焊偏、未焊透、咬边、气孔等;

③违规操作排在第3位，包括管体补焊、补焊超次、补焊超长、补焊超处等;

④焊缝性能排在第4位，主要包括焊缝拉伸、冲击、硬度、导向弯曲等性能不足或者超标;

⑤制造工艺不合理排在第5位，包括管径超差、错边、摔坑等。板材质量造成的不合格钢管占不合格钢管总数的1/3，因而加强对板材质量的监督和控制显得非常重要。

1.2油气输送管道失效事故分析

中国石油集团石油管工程技术研究院在3月15日的质量分析研讨会报告中，统计分析了―国内各类油气输送管道失效事故28项，其中板材质量缺陷造成的事故有8项，占28.57%，是管道发生失效事故的主要原因之一。

1.3板材质量状况

统计各单位近5年因板材质量问题造成的不合格钢管近20万t，主要包括板材夏比冲击功不合格、DWTT不合格、锈蚀、表面凸起、板边裂纹、夹杂、折叠等。板材不合格原因的前3位为强韧性不合格(主要指夏比冲击吸收功不合格)、DWTT不合格以及锈蚀。大部分板材不合格是在钢板(板卷)入厂检验时发现的，有的甚至到制管生产检验过程中才能陆续发现，这些重大问题的发现滞后导致大批量的板材质量失控，耗材增加，进度拖延，严重威胁管道工程的安全。分析结果显示，造成板材强韧性不合格的主要原因是“以水代金”，即采用轧制过程中的控制水冷技术代替成分冶炼过程中添加合金元素来控制和改善高钢级管线钢的.强韧性;但是，由于轧制过程中的工艺失控，造成板材批量不合格，韧性、强度不能满足规范要求。而同一钢级板材，不同钢厂采用不同的化学成分体系和控制水冷技术，给现场管道环焊缝质量保证、施工工艺带来难度，需要进行各种组对来适应厂家成分体系变化，造成工程进度滞后，成本增加等影响。

1.4板材质量稳定性

统计国内外1219mm×22.0mm规格X80钢级直缝埋弧焊(SAWL)钢管用板材拉伸性能，结果见表3，其中国内样本492个，国外样本225个。X80钢级SAWL钢管的质量控制水平优于同钢级SAWH钢管的;国外的X80钢级SAWL钢管屈服强度标准方差比国内的低50%，约10MPa。国内钢管的过程能力、稳定性、质量控制离散性等制管水平还有待提高，距离国际先进水平还有一定差距，技术和管理方面也不能放松，需要对原材料加强控制，科研技术人员应该深入研究各种因素对钢管质量水平的影响程度。

2结论

(1)板材质量问题是造成重大管道工程用钢管不合格的主要原因。

(2)板材不合格的主要原因包括其强韧性不合格、DWTT不合格和锈蚀。

(3)国产X80钢级SAWL钢管质量控制水平优于X80钢级SAWH钢管;与进口X80钢级SAWL钢管相比，国产X80钢级SAWL钢管的屈服强度标准方差平均高50%，原料控制、过程能力、稳定性、质量控制离散性等制管水平还有待提高。

埋地油气管道防腐技术 篇6

关键词：管道,腐蚀,防腐,技术

1 埋地管道腐蚀的原理及影响因素

输送油气的埋地钢制管道, 常遇到的腐蚀介质是H2S、CO2、有机化合物、盐、地层水, 矿物质及氧等。埋地管道遇到的腐蚀绝大多数都是电化学腐蚀。埋地管道与电解质溶液接触时, 由于表面的不均匀性 (如金属种类、组织、结晶方向、内应力、表面光洁度、表面处理状况等的差别) , 或埋地钢制管道不同部位接触的电解液种类、温度、流速等差别, 从而正在表面出现阳极区和阴极区。阳极区与阴极区通过埋地钢制管道本身相互闭合而形成许多腐蚀微观电池和宏观电池。埋地钢制管道电化学腐蚀就是一个发生阳极和阴极反应的过程。如在介质溶液里碳钢中的铁碳化合物是阴极, 而铁是阳极;表面膜有微孔时, 孔内金属是阳极, 表面膜是阴极;受到不均匀应力时, 应力较大的集中部分为阳极;表面温度不均匀时, 温度较高区域为阳极;溶液中氧或氧化剂浓度不均匀时, 浓度较小的为阳极。所以形成了腐蚀电池。

含有水和H2S、CO2的天然气, 对钢制管道产生内腐蚀。H2S、CO2正在水溶液中, 发生去氢极化腐蚀。影响H2S腐蚀的因素有H2S的浓度、p H值、温度、压力、液体烃类等。影响CO2腐蚀的因素主要有压力、温度及水的组成。在一定温度下, 随着CO2分压增加, 溶液p H值下降, 随着温度的升高, CO2溶解度下降, 溶液p H值上升。天然气中的CO2引起的腐蚀类型是深坑型腐蚀和冲蚀, 随着CO2分压的增加腐蚀加剧。含硫天然气中的CO2会加速H2S对钢制管道的腐蚀。

2 埋地管道防腐方法

(1) 采用外涂层防腐。涂层的用意是要在金属表面上形成一层绝缘材料的连续覆盖层, 将金属与其直接接触的电解质之间进行绝缘 (防止电解质直接接触到金属) , 即设置一个高电阻使得电化学反应无法正常发生。常用的埋地管道防腐材料有:

(1) 三层PE防腐涂层。由环氧粉末底层、粘结剂中间层和聚烯烃外护层 (聚乙烯或聚丙烯) 组成。由于其兼有熔结环氧 (FBE) 优异的防蚀性能、良好的粘结性与抗阴极剥离性能以及聚烯烃优良的机械性能、绝缘性能及强抗渗透性, 从而成为综合性能优异的涂层, 广泛用于施工及敷设环境均较苛刻的地带。

(2) 环氧粉末涂层。环氧粉末由固态环氧树脂、固化剂及多种助剂经混炼、粉碎加工而成, 在我国也得到了推广应用, 但主要是作为复合涂层的底层。熔结环氧粉末为一次成膜涂层, 具有对钢铁强粘结、良好的膜完整性、优秀的耐阴极剥离性能、耐土壤应力、耐磨损、可冷弯等特点, 适用于各种环境。

(2) 阴极保护每种金属浸在一定的介质中都有一定的电位, 即为该金属的腐蚀电位 (自然电位) , 腐蚀电位可表示金属失去电子的相对难易。腐蚀电位愈负愈容易失去电子, 失去电子的部位为阳极区, 得到电子的部位为阴极区。阳极区由于失去电子 (如铁原子失去电子而变成铁离子溶入土壤) 受到腐蚀, 而阴极区得到电子受到保护。阴极保护的原理就是给金属补充大量的电子, 使被保护金属整体处于电子过剩的状态, 使金属表面各点达到同一负电位。有两种办法可以实现这一目的, 即牺牲阳极阴极保护和外加电流阴极保护。

(1) 牺牲阳极阴极保护将被保护金属和一种电位更负的金属或合金 (即牺牲阳极) 相连, 使被保护体阴极极化以降低腐蚀速率的方法。在被保护金属与牺牲阳极所形成的大地电池中, 被保护金属体为阴极, 牺牲阳极的电位往往负于被保护金属体的电位值, 在保护电池中是阳极, 被腐蚀消耗, 从而实现了对阴极的被保护金属体的防护。

(2) 外加电流阴极保护外加电流阴极保护是通过外部电源来改变周围环境的电位, 使得需要保护的设备的电位一直处在低于周围环境的状态下, 从而成为整个环境中的阴极, 这样需要保护的设备就不会因为失去电子而发生腐蚀了。这种强制外加电流的阴极保护系统是由整流电源、阳极地床、参比电极、连接电缆组成。强制电流法的电源常用的有整流器, 还有太阳能电池、热电发生器、风力发电机等。辅助阳极的常用材料有高硅铸铁、石墨, 磁性氧化铁及废钢铁等。强制电流法是目前长距离管道最主要的保护方法。

3 结语

管道是重要的基础设施, 是主要的物流渠道之一。输油输气管道在社会经济生活中承担着重要的物流任务。工业的发展, 尤其是石油工业的发展。要以先进、高效的管道系统为依托, 因此必须重视管道的建设和管理。长输油气埋地管道, 往往处在不同的地理环境中, 如通过江河、湿地、各种性质的土壤, 或者出于腐蚀性的环境之中, 必须要加强防腐措施, 保证管道的正常运行。

参考文献

油气管道施工管理研究 篇7

1影响油气管道施工的关键因素

影响油气管道施工质量的因素较多, 这些因素往往涉及油气管道工程的不用阶段, 但它们都对最终的施工质量起重要影响, 因而需要引起重视。

人为因素, 这一影响因素包括整个工程的参与人员, 其中管理者、设计者和施工者等, 他们的素质对于工程质量, 油气管道的最终效果都有十分重要的影响, 而许多事后质量问题的出现也多是由于人为因素而造成。例如施工中的安全漏洞、焊接阶段的质量弊端等都是人为因素所造成的。

机械因素。与人为因素类似, 接卸设备同样是油气管道施工中的重要环节, 如果出现疏漏将会产生不可估量的影响。具体说来在现场施工中, 工程管理人员要依据实际工程情况选取符合要求的施工器械, 如果不按照实际选择或不对机械进行检查就有可能导致问题, 进而影响工期。

在油气施工中, 施工方案、施工流程、组织管理等因素也会影响到管道施工的进度和施工质量。施工方案是否符合实际工程要求, 施工流程是否科学合理, 组织管理时候能够保证部门间的协调合作进而提升工作效率, 这些都是施工中可能对工程结果产生影响的因素。

在管道施工过程中, 外部环境因素向来是工程人员需要考虑的重点问题, 由于施工的现场环境、工作要求、设备情况等各不相同, 因此就需要采取有针对性的管理措施, 通过科学合理的施工管理提升施工质量, 缩短施工期限。

2油气管道施工管理要点

油气管道工程在进行准备环节时, 需要工程人员对于施工区域建立整体的认知考量, 并针对管道工程中的诸多细节进行深入分析。由于管道施工在地下作业期间非常容易遇到各类突发事故, 因而做好施工管理的重要前提就是保证施工安全。 因此要求在实际管理工作中, 必须严格按照设计图纸和施工规范进行工程指导, 同时加强图纸审核, 建立突发事故应急机制, 这样才能保证施工环节的顺利进行。

重视技术交底的重要性, 在工程施工之前, 将施工的各个部门召集, 组织召开工程项目施工的技术交底会, 详细介绍工程施工的各个流程, 需要注意的问题, 以及施工过程中施工的新技术和新设备。做好油气管道施工项目的风险预评估, 针对项目的施工实际, 详细分析施工过程中可能存在的风险, 以及影响风险发生的各种影响因素, 制定出完善的风险防范措施, 尽可能降低油气管道施工过程中发生风险的概率。

油气管道工程施工, 施工的工作时间长, 工作范围广, 施工工艺复杂, 因此需要不断的加强管道施工过程管理。在施工过程中, 如果要进行施工设计的更改, 要经过反复的论证, 经过讨论后同意后, 方能进行施工设计的更改。严格控制油气管道施工材料的质量, 加强材料供应方的管理, 供应方要具有相应的行业资质, 提供材料要有质量检验报告和质量合格证。施工材料的存储和使用严格管理, 不断提高管道施工材料的质量水平。

在工程接近尾声时, 做好施工验收同样对油气施工最终的质量有深远影响, 因而必须按照相应的流程开展工程验收, 并进行审查总结。

重点关注的项目包括管道工程施工图纸、工况汇总和进度问题等。要对其中的重点环节进行有针对性的审查, 做好项目资料的保管工作, 进而为后续油气管道的施工提供经验和指导。

3结语

通过科学合理的管理方式能够提升油气管道施工的整体施工质量和工程效益, 管理人员在综合考量人为、机械设备、施工安排等诸多因素后, 采取合理的管理方式进行施工管理。针对施工材料的不同性质, 油气运输的特殊属性以及施工环境的千差万别, 因而对于施工的管理工作而言既是机遇也是挑战。 工程管理者需要保管好相应的施工资料, 依据实际安排工程, 选取符合施工环境的机械设备及施工工艺。针对油气管道施工中所面临的各项风险因素, 做好防范预测, 建立风险应对机制, 在不断的施工评估中提升自身的管理水平, 进而实现油气管道施工的时效管理。

参考文献

[1]方杰, 方龙.运用整分合原理优化管道工程施工劳动组织[J].交通企业管理.2014 (02) .

[2]余晓华.油气管道工程施工质量的控制与管理[J].中国石油和化工标准与质量.2013 (02) .

[3]张保昌.长输原油管道工程施工对沿线环境影响的分析及应对[J].中国科技投资.2013 (11) .

不断创新的中国油气管道技术 篇8

发展历程

中国是最早使用管子输送流体的国家。据史料记载, 早在公元前的秦汉时期, 我们的祖先就利用打通了的竹节输送卤水。

1958年, 我国建成了克拉玛依~独山子的输油管道, 这是我国依靠自主创新建设的国内第一条长距离原油输送管道, 也是我国长输管道建设史上的一次有益尝试。

20世纪70年代, 以大庆-铁岭输油管道 (即东北“八三”管道) 的建设为标志, 掀起了中国管道建设史上的第一次高峰, 即原油长输管道建设的高峰, 先后兴建了贯穿东北、华北和华东的原油管道输送网, 总长度约5000公里, 开启了中国管道规模建设的新纪元, 使中国管道运输业的发展有了第一次腾飞。

20世纪80年代, 我国在铁岭~大连输油管线的技术改造以及东营~黄岛输油管道复线的建设中, 在引进国外先进技术的基础上, 依靠消化吸收和再创新, 促进了我国管道建设的技术进步, 基本实现了中国管道业科技水平与世界管道技术发展的同步接轨, 使中国管道运输业的发展有了第二次腾飞。

20世纪90年代以来, 由于对大气环境的要求逐步提高, 从而导致对洁净能源天然气的需求上升, 迎来了我国天然气长输管道建设的又一次高峰, 先后建设了靖边-北京、涩北-西宁-兰州、忠县-武汉、新疆-上海 (简称西气东输) 、靖边-北京复线、冀宁联络线等多条天然气管道, 总长度约10000公里。以西气东输管道的成功建设为标志, 中国管道运输业的发展有了第三次腾飞。

目前, 正在建设的西气东输二线管道, 西起新疆霍尔果斯口岸, 南至广州、东达上海, 途经14个省、市、自治区, 境外与横跨三国、同步建设的中亚天然气管道相连, 一干八支, 管线全长9139公里。与国内已建管道相比, 西气东输二线管道工程设计压力最高、输量最大、距离最长、钢管材质等级最高、管道沿线地质条件最复杂, 这些都开创了中国管道建设史之最, 堪称世界级管道工程。以西气东输二线管道工程开工建设为标志, 拉开了中国管道建设的又一个新高潮, 使中国管道运输业的发展有了第四次腾飞。

不断创新

经过50年的发展与努力, 中国油气管道工业走出了一条依靠科技创新与引进消化吸收再创新, 具有中国特色的自我发展之路, 目前已建成了横跨东西、纵贯南北、连通海外, 长达60000余公里的油气管道干线运输网, 管道运输已成为我国继铁路、公路、水路、航空运输之后的第五大运输业。从油气管道用钢向高等级钢材的不断发展;卫星遥感、模拟仿真等高端技术在管道设计上的应用;到管道自动焊接、复杂地区管道敷设、河流非开挖穿越技术等管道施工方法的不断改进;以及在役管道检测、抢维修技术水平的不断提高等等, 中国油气管道各项技术的发展与进步, 都凝聚并凸显了科技创新作为第一生产力推动中国油气管道业不断发展的灵魂作用。

管道勘察设计技术

管道输气工艺设计技术。2002年开工建设的西气东输管道工程, 是我国自行设计和建设的第一条世界级天然气管道工程, 标志着我国长输管道输气工艺设计达到了世界先进水平。在输气工艺设计上采用了仿真模拟技术, 优化了管道工艺系统, 自主开发了西气东输管道系统分析模型, 进行了系统稳态和瞬态分析;通过对下游用户用量的逐年预测和用气波动分析, 确定了技术上可行、经济上合理的储气调峰方案, 成功解决了单气源多用户输气管道调峰技术难题。在压气站优化方案设计中, 通过系统优化比选确定了采用1.4~1.5的混合压比最优输送工艺方案;通过对机组配置优化分析, 确定了采用1+1大机组方案, 并首次在无人区设置了压气站。

大落差输油管道设计技术。兰成渝成品油管道的一个突出特点是大落差 (全线落差2253米) 。在输油管道运行时, 大落差会造成动压过大, 管道内液柱拉断, 产生水击和汽蚀, 给管道和下游站场内设备造成破坏;如果管道停运, 大落差又会造成管道静压过大, 影响管道的安全。为了解决这一难题, 在兰成渝成品油管道大落差地段设置了三个减压站。同时, 采用变径处理, 增加水力摩阻, 降低小输量时管道的动压, 采取分段选取壁厚的办法, 增加管道的承压能力。并针对密闭管道输送可能发生的水击事故, 采取了多种超前保护措施。根据不同输量, 各站采用流量控制和压力控制的方式, 达到系统运行的可靠和稳定。

遥感技术在油气管道设计选定线的应用。在兰成渝、忠武线、西气东输等工程上, 我国成功地开展了利用卫星遥感手段进行长输管道线路选线、定线工作, 解决了线路走向方案比选、大型穿跨越选址等诸多方面的技术难题, 使地形复杂地区的线路有了更广泛的选择范围, 使选出的线路更趋合理。同时, 应用卫星遥感选线、定线技术, 使管道线路走向尽可能避开沿线复杂地形地貌, 有效地降低了工程施工难度。

管道自动化设计技术。在管道自动化技术方面, 成功地解决了兰成渝管道的多油源、多分输点、密闭顺序输送的管道自动化设计技术难题, 实现了全线采用以计算机为核心的数据采集、监控管理系统。在自动化软件技术方面, 研究开发的长输管道SCADA控制系统、模拟仿真系统、运行管理信息系统等软件, 在西部管道等工程上得到了成功应用, 实现了自动化软件产品技术国产化。

数字管道应用技术。我国已成功将基于GIS平台的数字管道技术应用到西气东输冀宁管道、西部管道的工程设计及施工管理全过程, 为管道设计、施工以及运营管理水平的提高提供了技术平台。

大口径输气管道减阻内涂技术。我国在西气东输工程设计中首次采用了减阻内涂技术, 并编制了国内第一部减阻内涂技术标准《非腐蚀气体管道内壁覆盖层推荐做法》。西气东输管道由于采用了减阻内涂层设计技术, 在增加管输量、减少压气站、降低燃料动力消耗等方面产生经济效益10多亿元人民币。

管道施工安装技术

大口径、高钢级管材制造技术。我国以西气东输工程一线和二线建设为标志, 先后依靠自主创新全面掌握了φ1016毫米、X70级和φ1219毫米、X80级螺旋埋弧焊钢管和JCOE直缝钢管的生产工艺及装备制造技术。在制管工艺技术上采用了技术先进的内焊缝自动跟踪纠偏技术、在线钢管自动测径技术、钢管生产计算机集成管理系统、X光工业电视焊缝超声波无损自动检测技术以及管端扩径技术等。大口径、高钢级钢管产品已在西气东输工程一线和二线建设中得到全面应用, 形成规模生产能力。

我国自主研制了大口径热煨弯管及管件加工设备, 全面掌握了加工工艺技术, 大口径、高钢级热煨弯管及管件产品已在西气东输工程一线和二线建设中得到全面推广应用, 打破了此类产品长期依赖进口的局面。

管道防腐施工技术。针对西气东输工程特点, 研究制造了大口径、撬装式、多功能管道内减阻及外防腐涂敷作业线作业线采用模块式设计, 具有较好的撬装功能和易搬迁性。作业线主体结构采用螺栓连接, 具有较好的快装功能和易安装性。同时, 外防腐作业线可进行三层PE、二层PE、单层环氧粉末、双层环氧粉末等多功能防腐作业, 实现了防腐功能多样化。

我国依靠自主创新, 成功研制了世界上第一条自动化弯管防腐作业线, 从弯管表面抛丸除锈处理到单层或双层环氧粉末涂敷均可实现机械化施工作业, 质量易于控制, 填补了国内外弯管防腐不能机械化施工的空白。

管道焊接工艺技术。针对管线冬季焊接施工问题, 为了最大限度地延长低温环境条件下管线焊接施工周期, 我国研究提出了X65、X70、X80管材, 在-30℃超低温环境条件下合格的焊接施工工艺, 并已成功应用于哈中管道等工程的现场施工, 突破了管线冬季不能焊接施工的禁区。

管道焊接施工装备研制技术。我国自主研发的管道全位置自动外焊机, 可有效地实现焊接质量的高智能化控制, 设备采用了DSP高速数字信号处理器和CPLD大规模可编程集成电路为核心的全数字运动控制技术, 技术性能指标达到国外同类产

创新论坛·视野

品水平。这些自主研发的管道焊接施工设备已在西气东输管道、陕京二线管道等工程上成功进行了现场工业化推广应用, 取得了较好的效果。

非开挖管道穿越技术。非开挖管道定向钻穿越技术成果在西气东输黄河、沁河、苏丹尼罗河等二十多条大型河流水平定向钻穿越施工中得到了成功应用, 取得了满意的效果。同时, 在西部管道施工中, 采用非开挖定向钻穿越技术, 成功穿越仁寿山 (穿越长度1033米) , 为在充分保护自然环境、实现大自然的生态平衡与环保、建立人与自然和谐的情况下敷设管道, 开辟了一条“绿色”通道和一种新的途径。

管道输油气技术服务技术

埋地管道漏磁检测技术。我国与国外公司联合开发了φ1016大口径高清晰度智能化漏磁检测设备, 其采用了当今国际上最先进的检测技术设计理念, 具有系统数据收集全面、准确, 缺陷识别精度高, 探测能力强, 运行安全可靠等特点, 填补了我国输气管道高清晰度智能化检测技术及工艺上的空白。目前, 我国又相继自主研发了从φ200mm-914mm共14套管道高清晰度漏磁检测设备, 实现了管道高清晰度漏磁检测设备的系列化研发, 并已投入工业现场应用, 填补了国内空白。

管道安全预警技术。所谓管道安全预警技术, 就是为防止人为和第三方对管道正常运行造成的破坏, 利用埋地光纤, 通过特殊传感系统, 将埋地管道周围发生的对管道可能造成破坏的“扰动”事件, 向系统控制中心发出管道安全预警信息, 并对“扰动”事件的类型进行准确分析、判断和定位, 实现对管道的安全预警。目前该项技术在国外尚没有成功的先例。我国经过近三年的研究探索, 目前已研制出一套监测距离达100公里的光纤安全预警监测系统, 该项目成果正在西气东输一线进行工业化推广应用。

管道维抢修技术。围绕管道维抢修技术, 通过对引进开孔、封堵设备的消化吸收和技术革新, 开展了开孔、封堵设备的系列化研发和配套机具研制工作, 目前已形成了从25毫米至1500毫米不同管径管道开孔、封堵作业的能力。目前, 我国管道维抢修业务已经拓展到海外市场, 创造了较好的经济效益。

浅析油气管道防腐技术的应用 篇9

1 管道腐蚀的原因分析

我们国家投产的油气输送管道多为金属管道,金属管道在其运行上有很大的优点,但是由于金属的固有属性和缺陷,在输送的介质和接触的复杂环境下和氧、水等化学离子发生电化学反应,造成腐蚀。在化学作用的过程中,出现了电极电位的差别,造成电子的移动,电极相对低的部位就会失去电子,失电后形成阳极,相反在电极电位较高的部位,就会从电极较低的部位获得相应的电子,形成阴极,达到新的平衡。由于管道输送的介质复杂,加速了这种化学反应,致使管道在化学放应下生锈。反应强烈的地方多发生在管口、管道内侧、接头位置,这些位置防腐措施往往比较薄弱,在化学腐蚀的作用下,发生穿孔、泄漏造成安全事故,影响管道的安全运行。管道在地下还受到地下环境的影响,与土壤的酸碱度以及土壤里的微生物、地下水、埋层的温度变化相关,通常温度高的地区,地下化学离子活跃就会加剧管道的腐蚀,长期作用在管道外壁的地下腐蚀现象,导致防腐层破坏,加上埋地挤压,受力不均,就会发生管道变形,导致防腐层剥离,管线破裂,在这类地区投产管道应该充分考虑腐蚀的因素影响。有的地区的土壤应力、作用的外力和管道防腐材料老化是管道破裂的直接原因。另外在施工的过程中,由于施工人员责任心不强,没有按照标准方案施工,违章操作,或者材料把关存在漏洞,采用盐酸等化学物质处理金属管道的内壁,也会造成在有结垢是会加快管道内壁的腐蚀。导致刚投产的管线就会发生泄漏。

2 油气管道防腐技术的应用

2.1 防腐层与阴极保护及其他技术联合应用

我国比较使用广泛的就是阴极保护和防护涂层的联合使用,效果也比较的好。阴极保护设计与模拟优化、阴极保护系统故障诊断与排除、防腐材料研发、防腐层结构评价与优化设计、腐蚀数据库及相关软件开发等逐渐得到应用。防腐涂层评价技术是采用PCM、CIPS/DCVG等技术,通过外腐蚀直接评估程序,结合试验室测试对埋地管道外防腐涂层性能进行评价。区域阴极保护技术开展了站场区域阴极保护对干线及外部结构的干扰、密集金属结构区阴极保护屏蔽和减缓措施研究,解决了储罐和站场埋地管网的腐蚀问题。阴极保护系统检测与评价技术是针对埋地管道受到外部直流、交流杂散干扰的问题,开展杂散电流干扰规律及减缓措施研究。

2.2 油气管道内壁腐蚀控制技术

我们的油气输送管道,介质复杂,各地域腐蚀成分不同,多数含有硫化氢、二氧化碳、水等,这些介质接触管壁必然造成管道的腐蚀,所在地区地碱性土砂石对管道及防护层产生腐蚀破坏,管道一旦泄漏,短时间难以发现,处理泄漏难度也大,很可能发生“蒸气云”爆炸的灾难性事故。目前有一种管道缓蚀剂,对内壁腐蚀起到很好的保护作用。

2.3 选择合理的材料

按照设计方案,选择合理的材料是防腐的关键,我们在材料的选择上根据设计年限,在保证材料的韧性和强度的前提下,还要考虑现工艺条件下的维修和焊接的方便。在同等条件下优选耐腐蚀踩楼,按照经济指标合理、技术操作简单、适合当地环境。对防腐本身要求具有良好的透水性、透气性、绝缘性等特点,和土壤具有良好的亲和力,自身具有抵御土壤的腐蚀能力。目前防腐材料很多,根据优缺点和施工条件,具体情况具体分析。外部环境复杂的情况下,地下土壤化学离子活跃,地层温度高,地层水多的地方,像南方的低洼地、沼泽等优选的材料能够有效的将管道和水进行隔离。热输管线选择FBE熔结环氧涂层等具有较强耐温性能的腐蚀材料。对于施工条件复杂的区域,例如山地、沟壑等。管线吊装施工的过程中,受环境的限制,容易发生碰撞,在这类地区优选抗冲击较好的3PE防腐钢管,回填管沟是砾石和隔壁地段的应该选择抗挤压的管材。管线在设计和投产时也要充分考虑经济指标,根据管道的使用寿命设计管道的防腐年限,不能使用超长期的高价格的防腐材料,结合工程使用寿命,合理的降低成本支出。由于工期的限制,材料的供应也是防腐材料选择的一个影响因素,选择安装方便,补修技术简单。供应材料因地制宜,选取方便等。

3 结语

目前输油输气管道越来越错综复杂,管道沿程的安全问题越来越牵扯我们更多的精力和人力。长输管道是重要的能源输送动脉,也是安全管理的关键环节。随着我国经济的高速发展,管道在运行过程中往往受到多种因素的侵扰,如:施工质量、管道内外腐蚀、机械撞击等。天然气管线一旦失效泄漏则极易引起火灾爆炸,对现场人员的生命和财产安全造成严重的损害。我们国家防腐技术最近几年发展较快,但是在涂层质量的稳定性、跟踪监测技术、补口技术、评估技术手段、生产成本方面都落后发达国家。因此,研究天然气管道的防腐技术对保障人员生命及财产安全具有重要的意义。

参考文献

海底油气管道的泄漏及预防 篇10

1 海底油气管道铺设特点

海洋管道包括海底油气集输管道、干线管道和附属增压平台以及管道与平台连接的主管等。其作用是将海上油、气田所开采出来的石油或天然气汇集起来, 输往系泊油船的单点系泊或输往陆上油、气库站。海洋油、气管道的输送工艺与陆上管道相同。海洋管道工程在海域中进行, 工程施工的方法则与陆上管道线路工程不同。

2 0世纪5 0年代初期, 人们开始在浅海水域中寻找石油和天然气。随着海洋油气田的开发, 首先出现了海洋输气管道。天然气必须依靠海洋管道外输, 浅海中采出来的原油则可由生产平台直接装入油船。在深海中采出来的原油, 大型油船停靠生产平台会威胁到平台安全, 因此出现了海中专用于停靠大型油船的单点系泊。这样, 就要有连接各生产平台与单点系泊之间的输油管道。70年代, 在海域中开发了大型油气田以后, 开始建设了大型海洋油气管道, 把开采的油气直接输往陆上油气库站。

1.1 海底管道特点

(1) 施工投资大。

在一般海域中铺设一条中等口径管道需要一支由铺管船、开沟船和1 0余只辅助作业拖船组成的专业船队。此外, 还需要供应材料、设备和燃料的船只等。租用专业船队的费用是海洋管道施工中的主要费用, 由于这一费用较高, 致使海洋管道施工费用比陆上同类管道要高1~2倍。

2) 施工质量要求高。

不论是在施工期间或投产以后, 海洋管道若发生事故, 其维修比陆上管道维修困难得多, 因此, 海洋管道施工要确保质量。

(3) 施工环境多变。

海况变化剧烈而迅速, 如风浪过大, 施工船队难以保持稳定。在这种情况下, 须将施工管道下放到海底, 待风浪过后再恢复施工。

(4) 施工组织复杂。

海洋管道施工中, 管道的预制, 船队的配件、燃料和淡水的供应等, 都需要依靠岸上的基地;船队位置和移动方向的确定, 也是依靠岸上基地的电台给予紧密配合。因此海洋管道施工具有海陆联合组织施工的特点。

2 海底管道破裂原因

2.1 破裂原因

与油轮、汽车等运输方式相比, 油气管线具有输运量大、稳定和很少受气候影响等优势, 因而也更为安全。正因为如此, 海底油气管道备受青睐。世界上大型海上石油天然气作业区如北海、墨西哥湾以及中东波斯湾, 大量使用海底管线作为生产井域和处理终端的油气运输方式。近年来, 随着我国海域石油天然气作业的大幅度增加, 海底油气管道作为运输方式也越来越普遍, 覆盖了渤海、南海东西部大部分水域和东海部分水域。

油气管线破裂原因大致可归类为:物理损伤 (铺设不当或焊接不当造成的缺损) 、机械损伤、管线材质缺损、材料疲劳和管线内外表面腐蚀等;恶意和故意破坏的第三方损害;不可抗力和外界条件变化, 如地震或海床支撑坍塌。

据统计, 全球海底油气管道破裂的原因主要是第三方损害, 约占事故原因的50%~60%。比如在我国渤海, 海底网管密布, 水面则是进出各港湾的航道、鱼汛期集中作业的水域, 存在其他用海者误操作的客观条件。国际油价的冲高, 也使极少数人铤而走险, 钻孔盗油从而引发溢油事故。

2.2 风险增加

在海底油气管道不断延伸的同时, 海底油气管道破裂引起的事故和污染在国内外都呈上升趋势, 防止和应对管道溢油的任务也越来越艰巨。北海海域约2.1 5万公里长的油气管线被查知有潜在环境风险。20 05年, 美国墨西哥湾共有10 2条油气管线在卡特里娜飓风打击下有程度不同损毁破裂。20 06年, BP在美国阿拉斯加的油气管线破裂给当地环境造成了严重污染, 使美国联邦法庭下令其关停大部分油气管线以进行更严格的测试。

海底油气管道破裂虽易发生在管线的登陆点和浅海滩涂, 但具体地点往往具有不确定性, 加之目前的检测手段无法保证第一时间探知油气管线破裂, 导致一旦发生破裂溢油量较大。由于查漏和修复困难, 溢油会断断续续溢出海面, 在海流和风力作用下成片状漂移。即使在查漏过程中, 残留油品仍会在泵压下溢出, 呈分散的薄油膜, 造成收油时间长及机械回收困难。

油气管线破裂引起的溢油污染程度, 取决于管线损害的程度、流体的天然属性 (可压缩天然气还是不可压缩的石油产品) 、油气管线的尺寸、截止阀的位置、油气管线的水下路径、作业者应急动员效率以及泄漏检测水平的高低。

3 海底管道泄漏的有效预防措施

海底油气管道需要企业和有关部门加强管理和监督, 以减少破裂可能性。其中, 采取有效防范措施是应对海底油气管道破裂的首选。

3.1 预防第三方损害和管线腐蚀

第三方损害对海底管线所有者来说虽不负主要责任, 但也不能说毫无干系。很多国家对海底油气管道的铺设有严格的工业标准, 比如掩埋不足就难以提供足够的防锚保护, 这就要求管线所有者在铺设过程中严格按照工业标准指导进行, 一丝不苟达到足够的防锚保护深度, 同时主管部门应对施工者的铺设质量加以监督。以渤海湾这样的浅海为例, 考虑到海床特征、水面运输密度和海上作业机械对海底管线的损害范围, 沟堑应达到1.5~2米的深度较为安全。

为解决资源不对称的问题, 还应会同主管部门在管线集中的海底走廊, 设立醒目的海上标志, 提醒其他用海者防止对海底管线的误操作。

管线腐蚀极少引起大面积的破裂。可以通过规范使用材料、监督制造质量、严格把关焊接质量以及用“智能猪”探查等手段, 减少腐蚀造成的破裂事故。对于作业者则要求严格进行水下巡检, 作为环保承诺的具体措施。

3.2 提高泄漏检测和监测能力

在海底油气管道破裂中, 泄漏检测水平的高低起着至关重要的作用, 也是能否及时堵漏、进行海上收油的前提条件。因此, 不少国家提出了可参考的工业标准。比如对于油品输运管线, 在泄漏规模达管线内总量的2%时, 无论管线长度和阀门间隔长度, 检测设备应于2 0分钟之内检测到信号。

管线所有者应严格执行定期巡检制度, 并提高泄漏检测和监测能力, 提高检测和监测设备的水平。但目前, 检测系统和设备都有其局限性, 在灵敏度、精确度、可靠性、可操作性和连续检测能力等方面还亟待提高。比如由腐蚀产生的破裂点面积通常都很小, 特别在焊点、阀门连接处等出现的破裂点, 溢出率不大, 会在相当长一段时间, 检测设备并无明显指示, 以至于很多事故发生后, 是海上人工观察或海事卫星最先发现的。

另外, 海底油气管道的所有者还应提供管线有关的全部信息, 包括铺设线路图、详细的风险段和紧急事故发生时的应对距离等。

3.3 制定应急响应计划

参考国际上海底油气管道事故案例, 周密的应急响应计划是预防海底油气管道破裂的关键环节。

海底油气管道所有者首先要制定有针对性的应急响应计划, 保证油气管线破裂事故发生后, 能够清楚界定不同区域和层次的主管部门、应急机构和海底油气管道所有者、作业者的职责, 需要哪些应急资源, 同时配套清晰简洁的行动策略方案。这一应急计划还应考虑扩展的可能性, 特别是与作业者总体应急预案相衔接。

在准备应急预案中, 各方相互磋商和保持沟通是非常重要的, 特别是内容和成本应该达成一致, 确定各方在应急响应计划中承担的职责和扮演的角色。

应急响应计划还应考虑事故的关联性。在管线走廊内如一条管线破裂, 特别是该管线铺设在海底表面, 可能会引起支撑结构的坍塌而损害其他管线。当准备应急计划时, 应该有对这种关联损害的假设及应对方案。

另外, 定期演习是保证应急响应计划有效性的重要手段。演习中, 容易被疏忽的通信是重要的检查内容。通讯录要及时更新, 通信要满足各方联络的需要, 以解决应急行动中通信不对称问题。

3.4 鼓励公众参与

海底油气管道的保护需要管理层、治安机构、企业和民间团体共同努力。根据我国国情, 可以考虑建立激励和奖励制度, 鼓励渔业人员和海洋油气作业者及时报告海上发现的不明来源溢油, 指明位置和拍照, 经核实后予以奖励。同时应立法对民间举报者给予法律保护, 严禁打击报复行为。

3.5 直面事故

像交通事故一样, 不管如何预防, 海底油气管道破裂事故都难免会发生。这时, 最重要的是适时根据事故级别, 迅速实施相应的应急响应计划, 把影响降到最低程度。

不管海底油气管道破裂的原因是什么, 不管主要责任在于谁, 海底油气管道的作业者无疑是应急响应计划的主要实施者, 在事故发生后要控制事故现场, 提出实际发生情况和潜在后果的评估, 与有关主管部门、应急组织及受影响大众的民间团体及时通报事故进展, 采取减轻环境损害的措施, 提出恢复管线正常开通的条件并实施等等。