海底管道运行风险研究

海底管道运行风险研究（精选7篇）

海底管道运行风险研究 篇1

1 问题的提出

2000年以来我国油气管道建设快速发展,长输油气管道调度控制中心(简称调控中心)应运而生。调控中心集中长输油气管道的远程监控、操作运行、调度管理、抢维修协调等多种功能为一体,组建运营后,成为石油、天然气管道生产运行的调控中枢。由于调控中心职能的极其重要性,调控中心调控运行风险的识别与控制直接关系到整个油气管网的安全运行,因此,有必要对其进行研究。

2 调运过程中存在的风险项分析

2.1 调度决策与管理环节风险

调度决策与管理中的风险主要是管道工况的调整、处理,以及各种规章制度的管理和贯彻执行等过程中可能发生的风险。在安全生产风险研究中必须重视人的行为活动,生产人员不安全行为的具体原因很复杂,在管道远程控制领域,人员风险的关键在于做出正确的决策。出于种种原因,调度员可能发生失误性操作和违规性操作。失误性操作具有不可避免性,只是其失误率有高低、导致的后果有轻重。违规性操作可采取有效措施,尽可能避免其发生。为降低调度决策与管理环节的风险,必须使安全管理制度和安全操作规程系统化科学化,加强安全管理制度建设,开展安全培训教育,全面提高职工的安全技术素质,以防止违规操作失误;另一方面,还要不断提高管道系统的自动控制水平,不断完善检测、报警和安全保护措施,尽量减少管道人为操作失误引起的事故。

2.2 自动化与通讯环节风险

自动化与通讯环节的主要功能是实现远程控制命令的传达,远程控制采用几种通信手段相结合,以实现通信的安全、可靠、经济。随着业务的发展,调控中心SCADA系统越来越复杂,面临的安全风险也越来越大。如何提高SCADA系统的网络与业务系统的安全性,保证系统的连续运行,是摆在SCADA系统的系统管理者和运行维护者面前的重要任务。对调控中心SCADA系统实施风险评估的核心内容就是根据系统承担的社会责任确定系统的安全保护等级,按照等级保护要求通过确定通信存在的风险和风险识别方法,制定出有效的控制措施。并运用系统工程原理和方法,依靠科学的管理制度(包括操作规程)和健全的组织机构,把企业生产和供应过程中的多部门,各环节的安全管理工作严密的组织起来,形成一个有明确的方针、目标、职责、权限,互相协调、互相制约的有机整体。用预防、堵塞、控制直至消除整个运行系统中出现的危险因素,从根本上消除事故根源,进而实现整个系统的安全。

2.3 现场响应与执行环节风险

远程控制的最终目的是实现远程设备的操作,设备风险是日常风险管理工作的重点,远程控制设备的可靠性是控制本类风险的关键因素。当远程控制指令顺利到达设备后,由于设备的原因导致指令不能完成的情况可归入本类风险中。

远程调控是一项系统工程,根据站场定位的不同,所配备的设备亦有差异,为了有序地进行设备风险的管理,各管道以站场为分析对象,按设备的功能进行第二级分类;为全面地进行设备风险的汇集,风险清单汇集了几乎所有远程控制设备,各管道各站场可根据自身情况选择。涉及到的环节有:干线阀系统、清管系统、进站压力调节系统、出站压力调节系统、泄压系统、注入分输系统、加热加剂系统。

3 风险评价

3.1 风险的分级方法

风险矩阵法是一种简易的风险评价方法,采用主要工具是风险矩阵图。可应用于分析项目或工程中存在的潜在风险,也可以分析采取某种方法的潜在风险。利用风险矩阵图进行风险决策的主要步骤如下:①列出该项目的所有潜在问题;②依次估计这些潜在问题发生的可能性,可按低、中、高,也可按数字0-10的数字排序;③依次再估计这些潜在问题发生后对整个项目的影响,可按低、中、高,也可按数字0-10的数字排序;④可得出风险矩阵图便于分析;⑤找出预防性措施;⑥建立应急计划。

3.2 矩阵评价法在行业内的应用

目前国外应用的风险矩阵图比较典型的有美国En公司、壳牌公司以及DNV公司的风险矩阵图。各个公司的风险矩阵图都遵守风险的基本原理建立的,相应的公式为:R=f×c,式中:R-事故发生的风险值的大小;f-事故发生的可能性大小;c-事故发生的影响后果大小。在风险矩阵中事故发生的可能性主要通过历史统计数据来建立事故发生可能性的基准线,然后采用对比匹配的分析方法来确定我们所评估的危害事件属于哪一种事故发生的可能性。

3.3 油气管道调控风险矩阵

我国油气管道调控在生产、运营和管理方面有自己的独特之处,对事故后果损失应有自己的评估方式和处理办法,在事故发生的可能性方面也要有其关注的焦点,如打孔盗油、蓄意破坏和地质灾害等,与国外以及国内其它公司的管道本体特性、运营管理和控制措施都有差异,因此应该根据实际情况建立自己的风险矩阵图,这样就能较快捷地为管理决策提供支持,提高决策的效率和准确性,在其所能承受的范围内建立合理、经济、可行的风险矩阵。

摘要：长输油气管道调控运行风险的识别与控制直接关系到整个油气管网的安全运行。本文将对调度运行岗的培训工作、日常作业和应急处理中的风险进行研究,通过在调度运行环节的风险控制,提高管道系统整体运行安全水平和提升管道的安全绩效。

关键词：油气管道,运行风险,防控

海底管道运行风险研究 篇2

1 天然气长输管道实现安全运行的重要性与必要性

在天然气管输网络体系中, 长输管道是非常重要的一个组成部分, 长输管道是天然气运输方式中最普遍也是最重要的一种, 但是, 由于天然气具有一定的易燃性、易爆性, 所以在天然气长输管道的运行过程中难免出现一些风险因素, 此外, 管道运输系统还存在着很多的不确定因素, 例如环境变化多样、覆盖区域比较广、高强度的运行以及持续作业时间比较长等等, 因此, 在天然气长输管道的运行过程中很容易出现管道损坏、管道泄漏等现象。一旦出现这些现象, 不仅会对天然气前期开采工作、中期加工工作、后期供给工作的正常运行造成严重的影响, 还会给周围环境带来非常大的破坏, 严重的甚至会引发爆炸、火灾等严重事故, 给人们的生命财产安全带来严重的威胁。因此, 加强天然气长输管道风险研究, 对其在运行过程中的风险因素有一个全面地了解与掌握, 具有非常重要的意义。

2 天然气长输管道运行风险研究

2.1 管道腐蚀风险

在天然气长输管道的运行过程中, 腐蚀这一风险因素的存在是不可避免的, 这是天然气长输管道覆盖区域比较广、所处环境复杂多样、地质地层条件比较复杂等因素造成的。所处环境不同, 管道腐蚀程度也有所不同, 一般情况下, 导致管道发生腐蚀的主要原因有:第一, 输气管道受到电力线、电信等非输气线路的影响而出现了腐蚀, 这些非输气线路释放的电流会造成管道局部出现腐蚀;第二, 电化学腐蚀。输气管道所处区域地质中的电解质具有一定的区别, 随着时间地流逝, 在输气管道两端就会出现电位差, 当电位差到达一定程度的时候, 就会造成电化学腐蚀。第三, 输送管道具有有限的使用年限, 天然气中也存在着一定的杂质, 这些杂质会对管道内壁造成一定的腐蚀, 随着使用时间的增长, 腐蚀日积月累, 从而提高了管道穿孔的风险。

2.2 管道设计与管道建设没有达到工艺标准要求

管道设计与管道建设没有达到工艺标准要求, 是引发天然气管道运输安全事故的一个重要原因。没有达到工艺标准要求的天然气运输管道, 其主要表现在于材质、焊接上的缺陷。其根本原因在于工作不细致, 在进行管道设计时, 对工程中上游、中下游的施工环境、工艺流程的考察不到位, 从而导致了参数设计 (壁厚、温度、管径、压力等) 与建设布置上具有一定的不合理性。管道等级、管道材料、管线、管道敷设方式、管道焊接方式等必须依靠规划设计来确定并完成, 因此, 管道设计不合理势必会对管道材料、管道焊接质量造成直接的影响, 进而导致天然气长输管道存在诸多缺陷以及安全隐患, 对其安全运行造成一定的危害。

3 天然气长输管道安全运行应对措施

3.1 做好全面防腐

第一, 应当针对天然气的特性选择合适的土层材料, 例如粘结能力强、耐腐蚀性强、综合机械性高的绝缘材料;采用现代化的、先进的、科学的防腐技术, 例如腐蚀监测系统、阴极保护等, 从而有效预防管道腐蚀。第二, 在建设完成之后, 还应做好竣工验收、试点运行工作, 这两项工作是在管道投入运行前最后的一道检验程序, 因此, 必须严格按照相关规定进行。第三, 应保证防腐层技术达标, 制定周期检测制度并严格进行落实, 应当定期对管道防腐层进行检测, 在发现腐蚀问题时及时予以处理。

3.2 控制设计质量

第一, 在开展管道设计工作之前, 应开展实地调研工作, 考察管道敷设地区的周边环境、沿线地质土壤条件, 全面了解并掌握有可能会对输气管道安全运行造成影响的因素, 应当进行实地考察, 不能纸上谈兵。第二, 管道设计部门应当与施工建设单位加强交流与沟通, 最大限度地确保管道设计、管道建设的科学性、合理性。第三, 在实施的过程中, 应当建立专业部门对选材、施工质量进行审核, 全程跟踪检查输气管道建设, 第一时间整改并解决建设过程中遇到的问题。

4 结语

综上所述, 随着社会经济的不断发展, 天然气能源在我国的应用范围越来越广泛, 人们对天然气的需求量正在不断增长, 在这样的背景下, 保证天然气长输管道的安全运行具有非常重要的意义。

参考文献

[1]张微微.天然气长输管道安全运行的必要性及风险因素略述[J].化工管理, 2015, 16:126~127.

[2]梅玲玲, 郑焯, 吴烨, 唐建, 管坤.天然气长输管道运行过程中风险控制技术措施探讨[J].内蒙古石油化工, 2012, 10:91~92.

海底管道电加热技术研究 篇3

关键词：海底管道,平台电加热,集肤效应伴热,直接电加热

0 引言

海上某边际油田拟新建一座WHPA平台对其进行开发, 采用四腿四桩无人平台结构形式。WHPA平台井流物通过长约5.3km的海底混输管线输送至已建B平台, 与B油田所产井流汇合, 经B平台加热器加热后输往下一级管道。

该油田原油凝点高, 含蜡量较多, 粘度较大。该油田产量小, 生产初期含水量少, 气量大, 井流混合温度不高, 因此需采用加热输送方案, 以保证管道出口温度高于凝点3~5℃。工艺计算结果表明, 生产初期该海底管道出口处安全停输时间不足3h, 停输后需在3h内启动管道置换流程。考虑切换流程大约需要2h, 若供应船无法在规定时间内赶到WHPA平台, 则管道存在凝管的风险。为了降低管道运行风险, 保障油田安全生产, 考虑将WHPA平台设计为有人平台, 但会大大增大项目投资。

为了探寻合理、可行、经济的油田开发方案, 对WHPA平台电加热、集肤效应伴热和直接电加热三种海底管道流动安全保障技术进行对比, 分析各技术优缺点和经济效益, 最终确定合理、经济、可行的海底管道加热方案。

1 平台电加热方案

目前国内对于常规、距离短的输油管道普遍采用海上平台加热升温、双层保温管道, 并结合化学药剂注入、降压输送、频繁清管等措施。该技术一般需在平台上设置电加热器, 设备占地面积大, 耗能较大, 需考虑复杂的海管置换流程, 当面临高含蜡、高粘度稠油及长距离输送时, 这种保温形式海底管道无法满足介质流动安全保障要求。

该油田海底管道出口温度需高于凝点3℃以上, 同时还应保证管道停输2h后出口温度仍高于原油凝点。此时需在WHPA平台上设置生产加热器, 对其所产井流进行加热输送。同时, 海底管道计划停输或紧急停输时, 需将管内流体及时置换出管道。因此需在WHPA平台上设置海水提升泵和置换泵, 采用海水进行置换, 置换流量约为50m3/h, 置换压力受下游管道运行压力影响, 约为4000k Pa。

海底管道投产或停输再启动前, 需对海底管道进行预热, 使管壁温度高于原油凝点3℃以上并达到稳定后, 方可投产。

另外, 需在平台上设置应急发电机, 以满足在平台主电源失电时海底管道应急置换的用电要求, 生产加热器、应急置换泵和海水提升泵等相关设备均由应急电源供电。

该海底管道为双层保温管道, 腐蚀裕量为5mm, 内管为168.3mm O.D.×15.9mm W.T.API 5L X65 SMLS, 外管为323.9mm O.D.×12.7mm W.T.API 5L X65HFW。

为了降低管道运行风险, 保障油田安全生产, 考虑将WHPA平台设计为有人平台。

2 集肤效应伴热方案

集肤效应伴热技术多应用于国内外陆上管道, 海底管道也有成功应用案例。集肤效应伴热系统是一种基于交流电的集肤效应及邻近效应原理的电伴热系统。在加热管中的电缆和热管间通过电流时, 加热管上电流逐渐趋肤在加热管内壁, 正是这薄薄的内壁产生的焦耳热来满足伴热的需要。

集肤效应电伴热系统产生焦耳热主要来自3部分:加热管上通电流时, 加热管上发出的热, 是集肤电伴热系统的主要能量来源;加热管内部电缆产生的热;加热管内磁滞损耗产生部分热。

集肤效应电伴热电路构成如图1所示。其发热装置是称为热管的普通碳钢管和穿在热管中的集肤效应导线。热管焊接在需要伴热的管道上, 热管和导线在一端短接在一起, 在另一端分别与电源的两端相连。

加上电源后, 热管与导线上流经的电荷将产生集肤效应和邻近效应, 即一个方向上流动的电荷所产生的电场将对另一方向上的电荷产生相互吸引作用。由于存在这种吸引力, 两个方向上的电荷将趋于在彼此最接近的通路中流动, 热管内的电荷将趋于热管的内壁, 导线中的电荷趋于导线的外表面。由于电荷流过的面积很小, 因此电阻非常高, 产生高热量, 热管把热量传给海底管道达到伴热的目的。因电流集中在钢管的内表面, 外表面几乎没有电流, 所以自身能形成很好的绝缘结构, 集肤效应伴热是安全可靠的。

该项目采用集肤效应电伴热后, 应急或计划停输工况下可不对海底管道进行置换, 只需在投产或再启动时通电流加热海管, 将热量传递给管内已凝原油, 待原油温度高于倾点即可正常启动, WHPA可按照无人平台设计。

WHPA至B平台海底管道的管径6″, 长度为5.3km, 原油工作 (流动) 温度55℃、最低环境温度18℃, 热损失约为12W/m。鉴于WHPA平台为4腿4桩无人平台, 为了便于生产/维护操作, 集肤效应电加热系统的电源引自B平台35k V系统, 通过平台上设置的集肤效应专用变压器和相平衡装置为系统供电。为了提高系统的可靠性, 伴热电缆采用一用一备。集肤效电加热系统变配电设施均布置在B平台, 接线示意图如图2所示。

该海底管道为双层保温管道, 腐蚀裕量为5mm, 内管和外管尺寸同平台加热方案。

3 直接电加热技术方案

直接电加热技术能够有效地解决长距离输油管线在关断工况下因热损失而导致管线结蜡凝堵的问题, 尤其适用于海底长距离油气管道的加/伴热, 是一种安全、可靠、节能、环保、高效的电加热方式。

直接电加热系统原理是在海底管道的管壁两端通以交流电流, 电流在海底管道电阻的作用下产生热量, 从而达到对海底管道加热、确保海底管道安全输送的目的。

鉴于WHPA平台为4腿4桩无人平台, 为了便于生产/维护操作, 直接电加热系统的电源引自B平台35k V系统, 通过平台上设置的直接电加热专用变压器和相平衡装置为系统供电。直接电加热系统变配电设施均布置在B平台。系统接线图如图3所示。

该方案下海底管道采用单层湿式保温电加热管保温材料。应用于湿式保温的保温材料一般是复合聚氨酯材料, 复合聚氨酯材料是将特殊性能的聚氨酯与不同类型的空心微球进行复合而成。

目前国内湿式保温材料多处于研究阶段, 还未达到产业化的要求, 国外应用较多, 但费用昂贵, 即使采用国产湿式保温材料, 原材料也需要进口, 费用较高。

4 技术和经济性分析

三种加热方式技术和经济比较详见表1。

根据表1可知:

(1) 平台电加热技术成熟, 有诸多海上成功应用业绩。为了满足海底管道的安全运行, 平台需设计为有人平台, 平台规模、生产设施、应急用电量均有所增加, 平台投资有较大增加。

(2) 集肤效应电伴热技术方案能够解决海管预热、正常生产和海管紧急关断情况下的置换问题, 平台可设计为无人平台且可取消应急发电机、加热器等设施进而减小了平台规模, 降低平台投资, 经济性最优;同时海管伴热电负荷较小, 缓解了油田用电紧张的局面。但该技术对海底管道长度、伴热电缆的寿命、海底管道材质和海上工程施工质量有较高要求, 一旦发生故障修复成本较高。

(3) 直接电加热技术方案下平台设计类似于集肤效应伴热方案, 可简化设计。该技术方案适用于给长距离海底管道保温。但目前该技术被国外公司所掌握, 如耐克森、AKER等, 海上应用业绩也主要在北海油田, 国内尚无应用先例, 投资较高。该系统需由国外公司进行单独设计, 系统耗电量较大 (2MW左右) , 且需重点考虑海底管线及周边钢结构的防腐保护。

5 结语

基于上述分析, 对于短距离海底管道, 集肤效应电加热技术具有一定经济优势, 但因后期维护成本高, 工程实施中需关注施工质量和产品质量;对于解决深水低温、高压环境下, 高凝、高粘、高含蜡原油及湿气输送等长距离海底管道中介质的流动安全问题, 直接电加热技术将有较大技术优势。

参考文献

海底管道智能清管器分类研究 篇4

关键词：海底管道,智能清管器

清管器, 也称清管球 (Pig) , 是一种借助于本身动力或在油、气流推动下, 在管腔内运动, 用于清洁管壁及监测管道内部状况的工具。

清管器的工作原理是在作业的管道中, 按作业的要求置入相应系列清管器, 清管器的密封外沿与管道内壁弹性密封, 用管输介质产生的压差为动力, 推动清管器沿管道运行。

1 清管器分类

清管器按照其功能一般分为两类:第一类:是以管道清污为主要目的的普通清管器;第二类:是以管道内检测为主要目的的智能清管器。智能清管器主要是指通过涡流、超声、漏磁等无损检测原理对管道的几何形状、金属损失、裂纹进行检测的一种器具。

1.1 涡流智能清管器

涡流检测法虽然可适用于多种黑色金属和有色金属, 但是涡流对于铁磁材料的穿透力很弱, 只能用来检查表面腐蚀, 一般使用涡流等技术对管道的内径、椭圆度等参数进行测量。涡流检测结果除了作为管道内检测的一项检验结果之外, 也是其他管道智能清管器 (如漏磁检测器、超声检测器等) 通球的基础, 通过对涡流检测的结果的分析, 来判断管道是否能够进行其他的管道内检测通球。

1.2 漏磁智能清管器

漏磁法检测的基本原理是建立在铁磁材料的高磁导率这一特性之上, 其检测的基本原理是钢管中因腐蚀产生缺陷处的磁导率远小于钢管的磁导率, 钢管在外加磁场作用下被磁化, 当钢管中无缺陷时, 磁力线绝大部分通过钢管, 此时磁力线均匀分布, 当钢管内部有缺陷是, 磁力线发生弯曲, 并且有一部分磁力线泄露出钢管表面。检测被磁化钢管表面逸出的漏磁通, 就可以判断缺陷是否存在。

漏磁检测器可以从管道内部对铁磁性材质管壁进行壁厚变化的测量。漏磁技术可以应用到气体和液体管道中。可以检测由于比如凹坑或者常规腐蚀造成的金属损失缺陷。漏磁检测器通过检测管道中磁场的变化来检测金属损失。检测出的信号时腐蚀缺陷的体积信息, 漏磁检测技术是一种间接的缺陷尺寸检测技术。为了确定缺陷的尺寸, 需要对漏磁检测信号进行充分的分析。

漏磁检测器能够检测内部和外部的金属损失缺陷。漏磁检测器分为高分辨率 (HR) 和超高分辨率 (XHR) 两种。对于外部的缺陷或者比较厚的管道其检测精度会有所降低。

1.3 超声智能清管器

超声检测法主要是利用超声波的脉冲发射原理来测量管壁受蚀后的厚度, 检测时将探头垂直向管道内壁发射超声脉冲基波, 探头首先接受到由管壁内表面发射的脉冲, 然后超声探头又会接受到由管壁外表面发射的脉冲, 前后两次之间的间距反映了管壁的厚度, 若管壁受蚀, 间距将减小。这种检测方法是管道腐蚀缺陷深度和位置的直接检测方法, 检测原理简单, 对管道材料的敏感性小, 检测时不受管道材料杂质的影响, 能够实现对厚壁大于管径的管道进行进行精确检测, 使被测管道不受壁厚的限制。此外, 超声法的检测数据简单准确, 且无需校验, 检测数据非常适合作为合作为管道最大允许输送压力的计算, 为检测后确定管道的使用期限和维修方案提供了极大的方便, 并能够检测出管道的应力腐蚀开裂和管壁内的缺陷。超声检测的不足之处就是超声在空气中衰减很快, 检测是一般需要声波的传播介质, 如油和水等。

1.4 裂纹&涂层剥离智能清管器

一种新的检测能够用于探测裂纹&涂层剥离, 叫EMAT Crack Detection, 这种方法声波在管壁内产生, 不需要液体耦合剂, 产生的声波对表面非常敏感。其核心是电磁超声换能器。EMAT是一种新型的超声波发射和接收装置。与传统的压电超声换能器靠压电晶片的压电效应来发射和接收超声波不同, EMAT利用电磁效应发射和接收超声波。

超声波能在一种弹性导电介质中得到激励, 而不需要机械接触或液体耦合。这种技术是利用电磁物理学原理以新的传感器替代了超声波检测技术中的传统压电传感器;当管壁上有异常出现时, 在异常边界处的声阻抗的突变产生波的反射、折射和漫反射, 接收到的波形就会发生明显的改变。由于基于电磁超声传感器的管壁检测最重要的特征是不需要液体耦合剂来确保其工作性能。因此该技术提供了输气管道超声波检测的可行性, 是替代超声波检测的有效方法。

1.5 应力集中智能清管器

磁记忆检测技术是基于金属磁记忆效应的无损检测技术, 可以通过缺陷表面主动散发出来的微弱漏磁场来查找应力集中区或微观缺陷区域, 发现宏观缺陷形成的早期萌芽阶段, 检测时不需要专门的磁化设备, 检测灵敏度高。磁记忆检测技术是目前管道缺陷早期诊断和预报方面唯一可行的无损检测方法。

在应力集中部位的磁记忆效应表现为漏磁场水平分量Hp (x) 具有最大值, 而垂直分量Hp (y) 则改变符号并具有过零点。因此, 利用仪器通过测定铁磁性管道表面漏磁场垂直分量过零点, 可以诊断铁磁性管道内部应力集中的部位, 对微观缺陷及应力集中程度进行诊断和评价;但是, 在实际的检测中发现, 并不是应力集中区域的H p (y) 值一定过零点, 还与其他的因素有关, 有待进一步的试验研究证明。

2 结语

海底管道漂移分析及处理方法研究 篇5

近年渤海湾新建项目海底管道在铺设阶段, 发生多起管道漂移事故, 包括曹妃甸海管项目, BZ19-4海管项目, BZ28-2S海管等项目。发生漂移管线基本上都为单层无配重管道。

BZ28-2S项目海底管道由常规浅水铺管船铺设, 均是采用S型铺管法。管线公称直径为6英寸, 壁厚8.7mm, 带有2.8mm厚的3LPE防腐层。

管线漂移情况

BZ28-2S海管等项目铺设完毕后调查发现部分管线发生漂移。其中BZ34-1N WHPC平台到BZ28-2S CEP平台5.4公里注水管线整体发生了偏移, 最大横向偏移距离为90米左右。并且该管线被随后铺设的BZ34-1N WHPC平台到BZ28-2S CEP平台10英寸混输管线 (两条管道设计间距为20米) 压住, 一共有4处交叉点。海管漂移情况见图1。

1.2 管线处理

首先对发生漂移管道进行了回收处理:

(1) 施工船在交叉点处抛锚就位;

(2) 潜水员依次对4个交叉点处管线进行水下切割;

(3) 在水下管体上面打孔, 用8英寸封头套在6英寸管体外部并用螺栓连接;

(4) 按照管内充水回收方案进行回收作业。

回收完毕后对管线进行了重新铺设。

2 事故原因分析

2.1 事故调查

施工方对事故进行了调查, 管线未发生变形和涂层损坏。从铺管完成到铺设后调查间隔大约7天左右, 天气情况主要为7级以上大风天气。从其他几个发生类似事故的项目来看, 海管发生漂移均是在恶劣天气 (7级以上大风) 之后。

2.2 原因分析

分析漂移原因及对相关设计计算分析, 引起本次事故的主要原因如下:

2.2.1极端天气情况的影响;

由于全球环境变化, 极端天气情况越来越频繁, 台风近年也开始光顾渤海湾, 以后的海洋工程施工应充分考虑极端天气的影响。

坐底稳性计算安全裕度过小。

横向稳定性安全系数SF的计算公式为

式中µ为横向稳定性系数;wS为管子的水下重量;FL为管子的升力;FH为管子的土壤摩擦力;FD为管子的阻力;FI为管子的惯性力。

横向稳定性安全系数SF设计计算如下表1所示:

BZ28-2S项目采用的载荷工况 (波浪和海流) 为1年重现期, 体现坐底稳性的横向偏移安全系数SF的计算结果范围为1.06~1.54 (理论上大于1为安全) ;后续进行的渤海湾海管项目类似管道坐底稳性设计采用的载荷工况 (波浪和海流) 为10年重现期, 进行稳定性分析计算。横向偏移安全系数SF的计算结果范围大致为1.47~2.27, 安全裕度明显提高, 而后续项目海管整个施工没有发生漂移现象。

3 建议

对于单层无配重管线施工阶段发生漂移问题, 值得我们对此种类型管线的坐底稳性设计, 施工工艺做进一步研究。

3.1 坐底稳性设计

从设计角度考虑, 增加坐底稳性。主要有两种方式:

(1) 增加管道壁厚或者配重层;

(2) 采用更加苛刻的载荷工况 (波浪和海流) 进行坐底稳性计算。例如:现行施工一般采用的环境载荷的参数为相应季节1年重现期, 可以调整为采用相应季节10年重现期的参数。

3.2 施工工艺

可以从以下几个方面对施工工艺进行改进:

(1) 尽量选择较好的气候窗口进行作业;

(2) 此类海底管道可以考虑带水铺设。由于带水铺设将增加施工风险, 因此需要对铺设过程中的技术参数, 包括张紧器张力, 托管架角度, 海管在托管架上状态等加强监控。并且带水铺设应及时进行清管作业, 置换里面的海水。

(3) 铺设后注水, 增加稳定性。但是如果与清管试压作业间隔较长的时间, 需要对注入介质进行防腐处理。

(4) 铺设时实时调查, 并及时挖沟埋设处理。

由于近几年海上石油工业的迅速发展, 新材料、新技术、新工艺层出不穷, 相关技术也在不断发展。很多规范也在不断发展更新, 我们对于规范的认识也必须随着技术进步而不断发展。这样, 才能够更好的利用规范, 服务于工程。

摘要：BZ28-2S项目单层无配重海底管道在铺设阶段发生漂移事故, 事故原因主要为恶劣天气及坐底稳性设计安全裕度过小, 建议通过提高坐底稳性安全裕度及改进施工工艺来避免此类事故发生。

关键词：海底管道,漂移,坐底稳性,施工工艺

参考文献

[1]DNV-OS-F101 SUBMARINE PIPELINE SYSTEMS[S], 2005

[2]DNV-RP-E305 On-Bottom Stability Design of Submarine Pipeline[S], 1988

海底管道运行风险研究 篇6

关键词：管道内检测,超声波检测,漏磁检测

一、引言

长输管道是油田远距离输送油气介质最为安全有效的工具, 但是随着服役时间增长, 管道腐蚀成为威胁管道安全运行的隐患之一。山东省青岛市“2013.11.22”中石化东黄输油管道泄漏爆炸事故管道于1985年建设, 1986年7月投入运行, 使用时间将近30年, 输油管道所处区域土壤盐碱和地下水氯化物含量高, 排水暗渠内随着潮汐变化海水倒灌, 输油管道长期处于干湿交替的海水及盐雾腐蚀环境, 最终导致了管道加速腐蚀减薄, 造成原油泄漏。由此可见, 定期对现役管道进行检测, 并及时发现和整改隐患, 是保证管线长期安全运行的重要措施。目前传统的管道检测技术是通过对管道的阴极保护系统进行的管道外检测技术, 但是该技术对海底管道还无法适用, 为满足海洋等区域管道的检测要求, 管道内检测技术逐渐成为研究热点。

二、主要技术及优势

管道内检测是涵盖检测方案决策、管道检测、检测数据解释分析和管道安全评价等过程的系统工程。利用智能检测器进行管线内检测是目前较为普遍的方式, 该方法是通过运行在管道内的智能检测器收集、处理、存储管道检测数据, 包括管道壁厚、管道腐蚀区域位置、管道腐蚀程度、管道裂纹和焊接缺陷, 再将处理数据与显示技术结合描绘管道真实状况的三维图像, 为管道维护方案的制定提供决策依据。超声波内检测技术和漏磁检测技术是现在最常用的海管内检测技术。

超声波内检测技术是在检测器中心安放一个水平放置的超声波传感器, 传感器沿着平行于管壁的方向发射声波, 声波沿着平行于管壁的方向行进直至被一个旋转镜面反射后, 垂直穿透管道壁, 声波触碰管道外壁后按照原路径反射回传感器, 计算机计算声波发射及反射回传感器的时间, 该时间就被转换为距离及管道壁厚的测量值。声波反射镜面每秒旋转2周, 检测器每米可以采集3万个左右的测量值。超声波内检测技术可以原理简单, 数据准确可靠, 该方法可以精确测量管道的壁厚, 不仅可以测量金属管线, 对于非金属管线, 如高密度聚乙烯管也能够有效测量, 并且可测管道管径的尺寸范围较大, 甚至能够测量壁厚等级80以上的大壁厚管道, 对于变径管道同样适用。

管道漏磁检测技术利用磁铁在管壁上产生的纵向回路磁场来探测管道内外壁的金属损失以及裂纹等缺陷, 确定上述缺陷的准确位置, 检测器所带磁铁将检测器经过的管壁饱磁化, 使管壁周圈形成磁回路。若管道的内壁或外壁有缺陷, 围绕着管道缺陷, 管道壁的磁力线将会重新进行分布, 部分磁力线会在这个过程中泄露从而进入到周围的介质中去, 这就是所谓的漏磁场。磁极之间紧贴管壁的探头检测到泄漏的磁场, 检测到的信号经过滤波、放大、转换等处理过程后会被记录到存储器中, 通过数据分析系统的处理对信号进行判断和识别。管道的漏磁检测技术具有准确性高的优点, 通过在气管线中低阻力和低磨损的设计取得较高质量的数据, 可以在没有收球和发球装置的情况下完成检测, 对于路径超过200公里的长输管道能够以每分钟200米左右的速度进行检测。

三、技术比较

对海底管道内检测时采用超声波内检测技术还是漏磁检测技术是主要由以下关键因素决定:

1.海底管道的属性, 主要包含海底管道的壁厚, 管径及管道材质等, 超声波内检测技术比漏磁检测技术更加适用于厚壁管, 特别是壁厚2.5毫米以上的管道, 对于小管径和管壁相对较薄的海底管道而言, 漏磁检测技术则是优先的选择。

2.管道缺陷特点, 主要指环焊缝裂缝、坑状或沟槽状的腐蚀、管道打磨的金属损失等缺陷, 对于这些缺陷而言, 超声波内检测技术较漏磁检测技术精度高。

3.长输管道管径的变化范围也是选择内检测技术需要考虑的因素之一, 超声波内检测技术适应管径变化的范围较大, 更适用于变径管线的检测。

4.管道输送介质也决定了采用何种内检测技术, 漏磁检测技术在输气管道的应用中具有强大优势, 而超声波内检测技术宜应用于液体管道的检测中。

5.超声波内检测技术受管道壁或液体介质中结蜡影响导致检测精度下降, 在探测时需要清洗管道, 而漏磁检测技术则不受管道结蜡影响, 但是检测精度比超声波检测技术低。

四、问题与建议

管道内检测技术已经在国内外各大油田陆上长输管线和海底管线的检测中广泛应用, 但目前仍旧存在一些值得研究探讨的问题。超声波内检测技术和漏磁检测技术结合使用是内检测技术的发展趋势, 开发适用于多种环境条件及多种检测功能的检测设备也是今后的发展方向之一。现有内检测技术在缺陷检测、定位、描述的精确度等问题上仍有提高的空间。此外每条管线的内部情况不同, 甚至同条管线的不同管段情况也不尽相同, 只能检测器在工作中因管内压力和温度环境的因素的不同导致检测结果存在偏差。对检测结果的解释和评价的准确性依靠计算机的算法和技术人员的经验来决定, 而各内检测机构都有自己的算法和评价方式, 这在很大程度上限制了海管内检测技术的发展, 不能形成统一认可的评价标准, 完善检测标准, 编制国家权威认可的管道内检测的相关规范可能成为解决这一问题的有效方法。此外, 管道运行单位还应收集和整理管道历年的检测数据和维修记录等重要原始资料, 并建立档案数据库方便查询, 为提高管道运行管理水平和能力, 通过对管道的完整性评价报告分分析, 制定合理有效的改造和维护方案。

参考文献

[1]丁建林.我国油气管道技术和发展趋势.油气储运, 2003, 22 (9) :22-25.

[2]宋生奎, 宫敬, 才建等.油气管道内检测技术研究进展.石油工程建设, 2005, 31 (2) :11-13.

海底管道运行风险研究 篇7

管道运行中的风险因素很多, 既有管道运营企业管理不善、监护不到位的内部原因, 也有政府协调执法力度不够、周边经营环境改变的客观原因;既有认识上的偏差, 也有野蛮施工作业, 甚至打孔窃气的不法行为, 归纳起来主要有以下方面。

(1) 管道运营企业管道保护制度不健全、日常巡护不到位是影响管道安全平稳运行的内部因素。

就山东管道公司而言, 经过近10年的探索, 建立了管理区领导分线承包、巡线人员分段承包、非全日制巡线工定时巡护的三级巡线制度, 并且利用GPS巡线系统、SCADA系统、生产管理系统等先进手段对管道运行的节点压力、管道巡线轨迹进行实时监控。然而, 非全日制巡线工由于思想认识不足、责任心不强, 加之受地形地貌制约巡线漂移过大等问题或多或少地存在, 造成管道巡护过程中受控时间得不到保障, 巡护段出现盲区。同时, 管理区领导、巡线人员由于受日常工作限制, 每月、每周不能及时上线对承包管道进行有效监督, 也就不能及时制止违章占压、及时发现并协调处理第三方施工和现场监护等问题, 就导致了管道巡护制度落实不到位, 甚至是流于形式。另外, 管道沿线标示不清晰、关键地段警示标志不明显, 起不到警示作用, 未能尽到告知义务, 也是影响管道安全平稳运行的因素之一。

(2) 各级政府及相关部门地方保护主义不同程度的存在, 是影响管道安全平稳运行的内在因素。

随着城区经济的飞速发展, 政府规划部门在对名目繁多的开发区、高新区进行总体规划时, 要么忽略了管道的存在, 未能科学、合理避让, 要么受利益驱使不能对管道进行有效保护, 使得管道被大面积圈占、直接占压, 给管道安全运行埋下了隐患。另外, 地方政府部门在对待历史形成的占压、协调处理管道破坏事件时, 态度不积极、不主动, 也增加了管道运行中的风险。规划性占压由于面积大、占压管道距离长、牵涉面广、协调处理难度高等原因, 造成后果特别严重。以山东管网为例, 潍坊大学城、章丘大学城、华山镇工业园区等几处大型占压都是由于规划不合理造成的, 山东管道公司通过重新选择路由进行改线, 通过部际联席会议挂牌督办等方式, 进行了大量的人力、资金投入, 才逐步解决了上述占压问题。

(3) 不法分子打孔窃气行为的存在, 是影响管道安全平稳运行的偶然因素。

打孔盗油窃气最早出现在20世纪90年代的中原油田, 目前不法分子的足迹已遍布大江南北, 手段越来越高、技术越来越先进、规模也越来越大, 严重影响了管道企业运营的秩序。山东管网共有1013.5千米管道, 覆盖济南、淄博、潍坊、青岛、烟台、日照、莱芜、泰安、济宁等9个地市, 自2002年投运以来, 先后发现并处理了2起不法分子打孔窃气造成的天然气泄漏事件, 虽然我们发现及时、处理得当, 未造成人员伤亡、干线停输、环境破坏与污染事故, 但是这种不法行为的存在, 对管道的安全平稳运行危害严重、影响深远。

(4) 管道上方季节性、临时性作业活动的增多, 是影响管道安全平稳运行的客观因素。

管道沿线每遇春秋季节建房、修建各种养殖大棚、修桥、扩路等村镇公共工程、民事活动增多, 冬季河道清淤、河塘扩建等水利工程频繁, 这些作业活动具有不确定性、季节性、工期短、危害后果严重等特点, 直接威胁管道的安全平稳运行。

2 长输管道风险控制及措施

天然气长输管道以其运输成本低、输量大、使用寿命长等特点, 已成为我国基础工业的组成部分和天然气输送的支柱性产业之一, 与铁路、公路、水运、航空一起构成了我国运输行业体系, 在国民经济发展中起着举足轻重的作用。笔者认为, 为了保障天然气长输管道“动脉”的安全平稳运行, 使“血液”更好地服务于地方经济、服务于稳定、服务于民生, 使管道企业能够健康和谐的发展, 企业及政府至少应在以下四个方面予以加强。

(1) 运筹帷幄、高屋建瓴——各级政府通过严把规划关、审批关, 杜绝新占压的形成和防止管道伤害事件的发生, 为管道企业有序经营保驾护航, 是确保管道安全平稳运行的前提。科学布局是防止规划性占压的重要环节。规划性占压具有占压管道长、永久性、处理难度大等特点, 因此, 政府规划、城建、公路、交通、水务等部门, 一方面应该忠实履行工作责任, 把好入口关, 应该像门神一样, 将可能发生的规划性占压拒之于千里之外;另一方面严格按照“地上服从地下、后建服从先建”的原则, 对管道做好保护工作, 确保动脉安全。政府部门全面参与, 建立管道安全监督体制是一种新尝试。按照《安全生产法》、《管道保护法》有关法律要求, 政府是管道保护的监管责任主体, 为确保管道监管落到实、管到位, 应该积极探索建立管道沿线村、镇、区 (县) 、市有关部门参与的管道安全监督员制度, 不仅能早发现、早处理, 防止新占压发生, 还能使历史违章占压治理走上良性轨道。

(2) 雄关漫道、锲而不舍——企业通过完善管道巡护制度, 落实巡护措施, 增加管道受控时间, 是确保管道安全平稳运行的基础。一是巡线责任要落实到位。非全日制巡线工日巡、巡线员工周巡、领导干部月巡的三级巡线制度要切实落到实处, 要加强对非全日制巡线工的监督与考核, 确保管道实时受控;巡线员工要切实做到每周一巡, 及时处理沿线问题;领导干部要坚持每月一巡, 及时协调管道管理中的重点和难题。二是第三方施工要监护到位。要从方案的合理性、施工的合规性、工序的完整性、质量的保障性等方面进行监护, 特别应加强施工作业现场的施工监护, 要全天候、全方位现场监护, 保障管道不受第三方施工伤害。三是各类警示标识要栽埋到位。警示标识具有警示和告知的作用, 因此, 在管道沿线过河、过桥、过路等各类穿跨越, 以及村边、地头、工厂周边等关键路段都要栽埋警示标识, 并且逐步使管道经过的三类、四类地区达到每50米一个桩的要求。四是沿线辅助设施要维护到位。管道运行企业要实时做好沿线辅助设施的维护保养工作, 确保水工保护设施、阴极保护设施、阀室、“四桩”的完好率, 这是保障管道安全的重要屏障。五是发现问题要处理到位。沿线问题发现的早、处理及时, 不仅能大大降低事故发生概率, 而且能降低协调成本、管道保护成本, 对各方都有利, 因此, 管道经营企业要加强管道保护的投入, 特别是在人员、车辆、资金等方面要予以保障。

(3) 政企双责、齐抓共管——充分发挥政府的政治职能、服务职能, 通过企企联手、政企联合, 彻底解决历史占压, 严厉打击窃气违法行为, 是确保管道安全平稳运行的关键。一是发挥部际联席会议的作用, 解决难点问题。2003年, 国务院同意建立全国油气田及输油气管道安全保护工作部际联席会议制度, 以打击该领域的违法行为。地方各级政府部门加大了管道保护的工作力度, 不仅把管道保护纳入政府重要议事日程, 而且纳入政绩考核体系。管道企业应把难点问题抖出来、报上去, 力争挂牌督办。我们山东管道公司借部际联席会议的东风, 于2008年年底彻底解决了济南市历下区华山镇经济工业区15家工厂占压济南—青岛天然气管道1.9千米的老大难问题。二是建立政企联席会议制度, 解决历史遗留问题。历史占压成因复杂, 协调处理投入大、时间久, 管道企业应积极与政府有关部门进行联合, 如建立定期会议协商制度, 互通相关信息, 商讨解决占压的办法, 积极依靠政府的力量, 把大事办成、把占压治理好。山东管道公司2008年通过与淄博市政府联合, 使60处各类违章占压得到治理。三是通过设立天然气管道监管支队, 打击打孔窃气违法行为。山东省油区办公室是山东省政府协调处理油地关系的职能部门, 2010年12月31日以鲁油办字[2010]62号文形式决定成立山东省油区和管道监管总队石化天然气支队, 为省总队直属机构, 委任管道公司主要领导任支队长和政委, 赋予企业打击天然气管道违法窃气行为的职能, 为有效防止打孔窃气事件的发生, 提供了机构、法律保障。

(4) 群策群力、群防群治——做好管道保护法的宣传、贯彻工作, 提高管道沿线居民的管道保护意识, 是确保管道安全平稳运行的必要手段。一是管道企业要坚持不懈地做好管道沿线村镇的宣传工作, 充分利用张贴保护法、利用当地非全日制巡线工的地缘优势和人脉关系、发放各种宣传材料、组织专题讲座等多种形式, 增强管道沿线居民对管道保护重要性的认识, 增强保护管道的自觉意识。二是要调动社会各界力量, 拍摄以管道伤害案例、管道保护法贯彻为背景材料的电视剧、故事片、宣传片, 通过电视台反复播放, 努力使管道保护深入人心、家喻户晓。三是通过在地方报纸上开展管道保护征文活动、知识竞赛活动, 开辟阶段性的、形式多样的专栏, 以强大的舆论攻势, 弘扬正气, 遏制打孔窃气行为。

有史料记载, 中国自1600年开始使用竹管输送天然气至今, 已走过400多年, 可谓历史悠久。然而自20世纪人类大规模开采利用天然气以来, 围绕天然气长输管道发生的故事很多, 有可歌可泣的先进事迹, 有数不胜数的英雄壮举, 但发生的事故也不少, 付出的代价也很沉重, 教训也很惨痛。因此, 为使天然气平安地走进千家万户, 为国民经济持续发展提供充足的能源保障, 建立和谐企业、和谐社会, 政府和管道运营企业任重而道远。

本文是笔者总结多年来从事天然气管道运行管理中的经验及教训, 结合基层工作期间在协调处理各类违章占压过程中的切身体会, 参考国内外天然气长输管道管理中的成功及事故案例, 剖析了天然气长输管道运行中安全隐患的成因, 提出了解决隐患、确保长输管道安全的对策, 对天然气管道管理有着积极的指导意义。

参考文献

[1]徐钢.一切为了油气安全[M].北京:中国石化出版社, 2010.

[2]刘炜立.管道安全运行与管理[M].北京:中国石化出版社, 2007.