油气田管道

油气田管道（共12篇）

油气田管道 篇1

0 引言

当前限制我国油气田开发的因素主要是地面建设管道安装技术的改进。管道安装技术必须满足工程设计标准, 创新管道安装技术, 并掌握油气田地面建设管道安装的关键技术, 保证管道安装质量。本文基于油气田地面建设管道安装技术的重要地位, 对管道安装技术进行研究。

1 油气田地面建设概述

对管道安装技术进行分析要基于油气田地面建设, 油气田是将一个系统同时安装在一个封闭空间内, 在同一面积内包括油藏、气藏、油气传输管道、控制系统、检测系统等等, 地面建设只用于油气储藏和运输的为气田, 只用于油藏的为油田。油气田是石油和天然石油气的聚合。在我国的各大油田中, 一般包括多个油田和天然石油气田, 油气田地面建设的一个重要功能就是实现石油与石油气的分离, 这是实现石油与天然石油气双向开发的目的, 这也是我国双向开发的战略目标。在实际的油气田地面建设分类中主要分为地面基础建设和管道油气输管道建设, 不同的油气田具有不同的特性, 因此在进行油气田地面建设的工程设计中采用专项设计, 专项评估标准, 以适应当前的油气田基础建设生产安全性与稳定性的要求。成熟和成功的油气田地面管道建设具有可借鉴性的意义。

2 油气田地面建设管道安装的工艺技术

在油气田地面建设工程技术中最重要的是管道的安装技术, 是质量检测中最重要的技术要求之一, 首先油气田地面建设管道安装技术的最低标准是能够实现油气的稳定通畅传输, 同时能够避免在油气田管道安装中出现泄露的状态, 在油气田地面建设管道安装的工艺技术中最重要的是配合的严密性, 同时要根据不同油气田的工作环境设计工程参数, 相关工作和技术人员的配备, 需要专项培养, 避免在不同油气田施工中造成思维定势。在充分考虑油气田环境工作因素之后, 还要在油气田地面建设的工程设计中要设计多个建设方案, 并进行比较和讨论, 最终决定油气田的建设方案。每个建设方案的实施必然有侧重点和薄弱点, 需要系统平衡决定, 杜绝一刀切的现象。例如在进行油气田的储存设施的工程施工设计时, 要考虑系统配套设施的完善性, 实现功能的全面性。

3 油气田地面建设管道安装技术

工程设计和施工安装都有一定的技术标准, 也具有一定的共性, 油气田在建设中有一个共同的特定就是封闭性与稳定性, 油气田储存和运输的都是气体和液体, 因此在管道安装技术中要求最高的是稳固性。油气田的特征不同对管道建设工程施工的要求会有所不同, 但是基本的参数标准, 与安装流程是相似的。保证油气田地面建设管道的质量是实现其它功能的基础, 属于油气田地面基建工程, 油气的储藏与分离需要密闭性和稳定性良好的传输管道, 稳定的油气传输时避免油气泄露的先决条件, 避免油气泄露对环境的污染以及增加安全隐患。

油气田属于易燃易爆的危险储藏领域, 因此对油气田地面建设管道安装的基本目标就是能够保证管道质量, 对此一定要用合理的、科学的安装技术。

3.1 管道安装技术分析

首先, 在进行管道安装与支架的确定选材上, 一定要结合环境因素, 保证油气田的施工方案与地理环境相符, 保证管道不被侵蚀和损坏。另外要合理设计油气管道的结构, 对于跨度大的油气管道, 要采用强度高的管道, 同时进行支架间隔的设计, 对于铺设施工作业, 要根据地理环境进行调整, 保证施工作业的严格性, 避免出现管道施工的质量问题。

3.2 油气管道的安装

油气管道的安装技术是油气田地面建设管道施工的重要组成部分, 也是管道安全性的保障。在安装人员的配备上, 要采用专业的安装人员进行安装, 保证管道安装的质量, 同时也避免不良事件的发生。在管道的焊接安装上, 要采用合理的施工方案, 管道的焊接是管道安装中最重要的环节, 更是薄弱环节, 因此焊接技术决定了管道安装整体的质量, 为保证油气管道的施工质量, 必须实现焊接人员与监管人员的专项配置, 采用先进的安装技术, 提高油气田地面建设管道的质量。

4 结语

高质量的油气田地面管道建设工程, 对油气田的标准化、安全化、模块化生产具有保障作用, 对安装技术的分析和优化是所有油气管道安装工程中的重点和难点, 关系到长期的生产安全, 需要对质量进行严格把关。

参考文献

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油气田管道 篇2

按照所输送介质的种类，输油管道又可分为原油管道和成品油管道。

1.长距离输油管道的组成

长距离输油管道由输油站与线路两大部分组成。

输油站主要是给油品增压、加热。管道起点的输油站称首站，接收来自油田、炼油厂或港口的油品，并经计量输向下一站。在输送过程中由于摩擦、地形高低等原因，油品压力不断下降，因此在长距离管道中途需要设置中间输油泵站给油品加压。对于加热输送的管道，油品在输送过程中温度逐渐下降，需要中间加热站给油品升温。输油泵站与加热站设在一起的称热泵站。管道终点的输油站称末站，接收管道来油，向炼油厂或铁路、水路转运。末站设有较多的油罐以及准确的计量系统。

长距离输油管道的线路部分包括管道本身，沿线阀室，通过河流、公路、山谷的穿（跨）越构筑物，阴极保护设施，通讯与自控线路等。长距离输油管道由钢管焊接而成，一般采用埋地敷设。为了防止土壤对钢管的腐蚀，管外都包有防腐绝缘层，并采用电法保护措施。长距离输油管道和大型穿（跨）构筑物两端每隔一段距离设有截断阀室，一旦发生事故可以及时截断管内油品，防止事故扩大并便于抢修。通讯系统是长距离输油管道的重要设施，用于全线生产调度及系统监控信息的传输。主要的通讯方式有微波、光纤和卫星通讯等。

2.长距离输油管道的特点

与油品的铁路、公路、水路运输相比，管道运输有以下的优点：（1）运量大。

（2）运费低、能耗少，且口径越大，单位运费越低。

（3）输油管道一般埋设在地下，比较安全可靠，且受环境、气候影响小，对环境的污染小，其运输油品的损耗率比铁路、公路、水路运输都低。

（4）建设投资较小、占地面积少。

虽然管道运输有很多优点，但也有着其局限性：（1）主要适用于大量、单向、定点运输，不如车、船运输灵活多样。（2）对一定直径的管道，有一经济合理的输送量范围。（3）有极限输量的限制。

3.输油管道的运行及控制

（1）输油泵站的连接方式

长距离输油管道各泵之间相互联系的方式，也称为管道的输送方式，主要有两种，即“从泵到泵”输送方式和“旁接油罐”输送方式。

“从泵到泵”输送方式也叫密闭输送，它是将上一站来的输油干线与下一站输油泵的吸入管线相连，正常工作时没有起调节作用的旁接油罐（多数泵站设有小型的事故罐）。它的特点是各站的输量必然相等，各站的进出站压力直接影响，全线构成一个统一的水力系统。这种输油方式便于全线统一管理，但要有可靠地自动控制和保护措施。

“旁接油罐”输送方式是上一站来的输油干线与下一站输油泵的吸入管线相连，同时在吸入管线上并联着与大气相通的旁接油罐。旁接油罐起到调节两站间输量差的作用，由于它的存在，长输管道被分成若干个独立的水力系统。以这种方式运行的管道便于人工控制，对管道的自动化水平要求不高，但不利于能量的充分利用，且存在旁接罐内油品的挥发损耗。

（2）输油管道的水击及控制

输油管道密闭输送的关键之一是解决“水击”问题。“水击”是由于突然停泵(停电或故障)或阀门误关闭等造成管内液流速度突然变化，因罐内液体的惯性作用引起管内压力的突然大幅上升或下降所造成对管道的冲击现象。

水击对输油管道的直接危害是导致管道超压，主要包括两种情况：一是水击的增压波（高于正常运行压力的压力波）有可能使管道压力超过允许的最大工作压力，使管道破裂；二是减压波（低于正常运行压力的压力波）有可能使稳态运行时压力较低的管段压力降至液体的饱和蒸汽压，引起液流分离。对于建有中间泵站的长距离管道，减压波还可能造成下游泵站进站压力过低，影响下游泵机组的正常吸入。

通常采用两种方法来解决水击问题，即泄放保护及超前保护。泄放保护是在管道上装有自动泄压阀系统，当水击增压波导致管内压力到达一定值时，通过阀门泄放出一定量的油品，从而削弱增压波，防止水击造成的危害。超前保护是在产生水击时，由管道控制中心迅速向有关泵站发出指令，各泵站采取相应的保护措施，避免水击造成的危害。

4.不同油品的管道顺序输送

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

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油气田管道 篇4

关键词：油气田,地面建设,管道安装,技术

油气田地面建设为工程建筑行业中一项重要的内容, 其管道安装技术, 直接决定着油气田地面建设的质量。由于管道安装注意事项较多, 稍有不慎, 就有可能导致油气的泄漏, 甚至给石油企业带来不可估量的经济损失。所以, 石油企业要加强油气田的地面管道建设, 确保安装工程的顺利进行, 为石油企业的健康、稳定发展奠定坚实的物质基础。

油气田地面建设的管道安装技术探究

在油气田的地面建设中, 管道安装是最重要的工程技术之一, 是工程质量管理的重中之重。要实现有效的管道安装, 最重要的是安装过程中各部门的严密配合, 并结合油气田的工程设计参数, 全方位考虑管道安装方案, 对安装过程中的薄弱环节加以重视, 完善安装配套设施, 确保管道安装的科学性、合理性, 以免油气在传输过程中发生泄漏, 而对周边环境造成较大的影响[1]。

(1) 安装前的技术分析。在油气田的地面管道安装前, 首先要对安装地点的实际状况进行全面考察, 并针对地形状况进行细致分析, 制定出科学的施工方案, 进行有效的管道安装。油气田的地面建设中, 管道的安装是整个工程最重要的一部分, 而管道路线的铺设, 是管道安装的重中之重。由于不同的施工地点, 会有不同的地质状况与气候条件, 因此, 不同类型的油气田地面建设中的管道施工要求也各不相同。在施工前, 除了对施工地点的实际勘察, 还要求施工负责人员对施工技术人员加强技术宣传, 让技术人员成为一种思维定式, 将油气传输安全这一问题牢记于心, 强化自身的施工工艺, 结合不同的工程特定, 对施工中的关键环节进行特殊处理, 确保管道安装效果。

(2) 管段质量监管。在油气田管道安装过程中, 安装人员首先要对管段质量进行严格检查, 坚决抵制不合规施工材料进入施工现场, 并协同监理人员进行二次质量审核, 只有在确保管段质量符合质量标准后, 才能够投入使用。在这个过程中, 安装人员应具备一定专业技能, 能凭借自身丰富的安装经验对管段质量进行检查与判断。油气田地面建设中, 管道通常安装在地下。因此一旦出现管道安装问题, 在地面难以被发现, 导致管道在投入使用后, 形成持续性的油气泄漏。所以, 在管段采购过程中, 就需要加强质量的检查, 从根源上控制管道质量。

(3) 高压集气技术。天然气极易受周边环境影响, 若在低温环境下, 温度达到某一低温点时, 油气便会形成水合物, 进而导致管道堵塞, 甚至引发管道破裂。所以, 在油气开采过程中, 为避免环境温度变化对油气管道造成较大的损伤, 导致天然气合成水合物, 需要在地面管道建设过程中, 采取必要的技术措施, 诸如高压集气技术来有效防止水合物的产生。在运用高压集气技术时, 施工人员应该注重集气半径的合理选择, 并结合设计方案与施工规范进行管道建设, 进而提高管道施工的质量安全。

(4) 焊接技术的控制。通常, 管道焊接技术的牢固性, 对管道的安装质量有非常重要的影响。相对来说, 油气田的管道焊接较为复杂, 有着较高的专业性要求, 尤其是在焊口处, 质量要求更高。因此, 在管道安装过程中, 还需要提高焊接人员的专业素养, 确保焊接人员具备扎实的操作技能, 严格遵守焊接规范, 对特殊工艺进行深入了解, 尽量避免误操现象的出现, 提高自身的焊接技能[2]。在每一环节的焊接过程中, 施工企业还要派专人对焊接质量进行检查, 针对焊接不合格的地方, 要进行及时的补救措施, 确保管道焊接的牢固性、安全性。

(5) 管道的安装。在进行具体的管道安装过程中, 施工企业要制定出相应的安全防护措施, 并注重提高施工人员的技术水平, 对施工人员加强质量宣传, 让施工人员将施工质量放于第一位, 有意识在施工过程中加强质量的监控[3]。此外, 油气田管道安装还要注重选用先进的管道安装技术, 制定出严格的工程质量控制标准。而针对管道安装过程中出现的质量安全问题, 要进行及时的问题分析, 并制定出相应的解决措施, 严格安装施工标准进行施工, 并在管道安装完成之后, 进行反复的工程质量验收, 对管道焊接口质量进行多次检查, 确保管道安装质量合乎施工要求之后, 才能够真正投入使用。

综上所述, 在油气田的地面建设中, 管道安装的技术要求较高, 并具有一定分系统性, 涉及到多方面的专业知识。若在安装过程中, 不注重工程质量的控制, 不拥有扎实的安装技能, 很有可能导致管道安装质量不合规, 进而引起施工材料的浪费, 加大工程投资, 在管道投入使用之后, 还会诱发油气的泄漏, 使石油企业造成较大的资金亏损, 并对周边环境造成较大的威胁。因此, 在管道安装过程中, 施工企业要注重提高施工人员的专业水平, 对原材料进行严格的质量检查, 多采用科学、先进的安装技术, 对焊接质量加强重视, 进而提高整个管道的安装质量, 确保油气传输的顺利进行。

参考文献

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[2]王伏新, 肖冰.油气田工程建设项目监理工作旁站点的设置分析探讨[J].建设监理, 2013, (09) :22-23+46.

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。

油气管道阴极保护技术现状研究 篇6

【关键词】数字化；油气管道；阴极保护；准则；数值模拟

在目前，油气管道防腐控制系统，主要是由防腐层和阴极保护层组成，大部分款都要通过防腐程度可以与空气隔绝，作为第一道防线，有力地保护了管道，但是，有很多事情是不可避免发生的，如机械碰撞，就会出现很多漏点，使管道暴露在环境外面接触到空气，受到腐蚀的威胁。针对这一情况就需要第二道防线，主要是对这些漏点进行附加保护，让管道无法进行腐蚀，这就是阴极保护系统。阴极保护系统是通过管道的表面进行阴极电流的传送，使管体电位发生负向极化，从而控制住了管道的腐蚀。

一、阴极保护技术现状

（一）阴极保护的核心指标主要是靠阴极保护准则，通过阴极保护准则的评判标准，能够进行执导阴极保护的设计，使阴极保护技术能够正常运行。通过国家制定的有关规定，明确提出了阴极保护的电位值管、地界面极化电位，是评判阴极保护准则的指标。管道阴极保护电位应该负于-850mv，正于-1200mv。

（二）在进行油气管道阴极保护建设的时候，还存在着不足方面，阴极保护准则应该适用于温度，国家规定，当管道高于40摄氏度的时候，不能进行管道的充分保护，因为在高温下，阴极保护可能会无效，或者丧失其功能，因此如果高于40℃的管道将不能满足阴极保护的要求，不能在其环境下生产运行，因此应该开展，高温度下阴极保护准则的研究。许多油气管道存在动态直流干扰时的阴极保护，经济发展目前越来越迅速，对油气管道的干扰越来越严重，很多油气管道电位也出现了波动。编剧有关国家规定，如果管道电位偏离，并且时间很长，这种情况下也没办法进行阴极保护，阴极保护系统无法正常运行。阴极保护也存在着交流干扰，在这种情况下，如果进行阴极保护，就会出现加速腐蚀、自然腐蚀、阻碍腐蚀，使阴极保护水平降低，不能起到预期的效果，金属会有明显的腐蚀反应。所以，在目前应该注意交流干扰时腐蚀机理的研究，能够在交流干扰下正常运转，并建立在交流干扰下管道保护的相应准则。

二、管道管理现状

（一）通过油气管道阴极保护的目标不同，可以分成阴极线路和区域阴极两个保护系统。在目前的技术中，线路管道都安装会安装阴极保护系统。区域阴极保护系统主要是进行工艺管道和储罐的保护，在油气管道站进行安装，但有小部分的油气管道站没有安装阴级保护系统。油气管道的阴极保护电位分布反映了阴极保护系统能否正常运行。在6000km油气管道线路的保护系统中，都受到了阴极保护系统的全面保护，只有部分的管道注于未保护状态。对于使用沥青或，煤焦油瓷漆进行防腐的管道，也处于未保护状态，并去了，在进行测试的时候，还会出现直流干扰。

（二）根据上述原因，应该使用阴极保护装备，一般阴极保护装备主要有恒电位仪、沿线测试桩、万用表，通过进行测试管道的通电电位和断点定位，能够了解管道上的误差。在目前测量时还是选用人工测量，这种方式不但劳动量大，获得的数据量也非常小，在进行抓取数据的同时，有会出现数据的误差，从而不能判定阴极保护系统的真实性。

三、阴极保护技术的发展

（一）阴极保护准则是整个阴极保护技术的基础，对阴极保护技术来说具有指导性意义，通过现有的准则无法满足于油气管道生产运行的需求，因此需要建立完善的一级保护制度，提出相应的阴极保护准则。在线路阴极保护理论计算方面，应该利用高效的数值模拟技术进行，管道沿线的电位计算，能够对防腐层不同的漏点进行有效的保护，并通过一系列的措施进行对防腐层损伤的修复。在复杂的管道阴极保护分析中，应该实现单条管道电位分布的计算，能够真实模拟单条管道极化电位和地电场分布的计算，从而能够进行充分的分析，对工程的设计和运行具有重要意义。

（二）在试片法阴极保护电位测量技术中，通过同步周期性中断所有阴极保护电源输出电流，能够充分地测量阴极保护通电、断电的电位，基本原理是通过测试桩与管道相连，通过断开试片与管道相连的瞬间，测得断电的电位。因此在未来也可以使用试片法进行测量阴极保护管道，更好的评价阴极管道保护效果。

结束语

针对目前油气管道事业的飞速发展，油气管道的保护技术也在不断改进中。阴极保护技术在当今发挥着越来越重要的作用，通过多方面的实践和挑战，阴极保护技术也在以前的基础上增加了很多功能，以面对在建设和运行中出现的各种难题，使油气管道可以综合运用到电化学、数值模拟、卫星电子技术。能够，为了更好地发展油气管道事业，还需要不断提高油气管道阴极保护水平，使技术能够满足现在的需求，保障现在能够正常运行，使油气管道更加高效。

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城市油气管道工程防腐 篇7

1 管道外防腐涂层的选择原则

1)技术可靠。2)经济合理:管道外防腐层的选用达到性能价格比最优的目的,在满足管道防腐要求的同时,尽量节省工程投资。3)根据现有的国内技术装备和施工经验,选择使用寿命长、可靠性高、施工管理方便的防腐层,满足工程的需要。

2 常用外防腐涂层

1)煤焦油瓷漆。煤焦油瓷漆曾经是西方先进国家最为广泛使用的涂层,它具有很好的防腐性能,耐菌性好,耐土壤根刺,使用寿命较长等一系列优点,但存在机械性能差,高温流淌、低温发脆,在搬运和施工过程中易产生损伤。实际运行中由于损伤重,涂层电阻较低,所需阴极保护电流密度较大,煤焦油瓷漆含有致癌物质,预制厂若烟气处理设施不完善,将会对环境造成一定的污染,而且对预制厂多种岗位操作工人的身体造成损害,目前西欧一部分国家在陆地管道已不再使用煤焦油瓷漆防腐。2)熔结环氧粉末(FBE)。FBE使用温度范围宽、耐土壤应力好、耐化学介质浸泡、硬度高、摩擦系数小,不产生阴极保护屏蔽,是一种性能优良的外防腐涂层,但是仍然存在一些不尽人意之处。单层FBE薄而脆,抗冲击强度不大,壁厚在6 mm以内的管道可达10J,随管道壁厚的增加,抗冲击强度下降,这就对防腐管的搬运、施工下沟与回填要求极高;FBE的另一缺点是吸水率较高,据日本新日铁公司测试,吸水率为0.83%,长期浸泡于水中,有产生鼓泡的可能,同时单层FBE易产生针孔工程,修补工作量很大。双层FBE大大提高了抗冲击强度,抗冲击强度可达17 J,减少了吸水率,提高了耐磨性;但造价随之大幅上升,不仅材料消耗量几乎翻倍,而且面层粉末的单价也高于内层,所以材料费就不止翻一番。3)两层PE。两层PE在国际上与FBE同一时代推向市场,欧洲于1965年正式开始使用,1982年德国曼内斯曼公司正式推出与巴斯夫化学工业公司经10年合作共同研制的三层PE,称为MAPEC结构,两层PE和三层PE(PP)目前是欧洲国家首选的外防腐涂层。聚乙烯具有抗冲击好、水汽渗透率低、耐化学介质浸泡性好、使用寿命长、修补方便等一系列优点,由于机械强度高、利于修补,故实际运行中管道受伤的几率远小于其他类型的涂层,因而具有阴极保护电流密度小,阴极保护站的站间距大,阴极保护的运行费用极低的优点。两层PE的最大缺点是胶粘剂与管道的粘结性能远不如环氧树脂,一旦失粘,剥离涂层下的钢管得不到充分的阴极保护,产生阴极保护屏蔽现象,一般情况下不会发生严重的腐蚀事故,但对于采用高强度钢,输送介质温度高于60℃的管道,可能发生应力腐蚀开裂事故,威胁管道的安全平稳运行。4)三层PE。由于熔结环氧和挤压聚乙烯两层结构各有长处,又各有短处,单独使用都不理想,20世纪70年代中期,曼内斯曼公司研究所与巴斯夫化学工业公司合作10年,于80年代中期推出了挤压聚乙烯三层结构涂层,即著名的MAPEC结构。MAPEC结构包括三层PE和三层PP,三层PE用于输送介质温度-20℃～70℃的埋地管道,目前聚乙烯、胶粘剂、环氧粉末均国产化,普通级防腐层预制费用已从106元/m2～108元/m2下降到85元/m2以下,此涂层是目前我国大型管道工程上首选的涂层。三层PE的缺点为除双层FBE涂层外预制价最高的涂层,预制厂的设备投资费用最高,钢管的表面预处理与FBE一样要求严格,目前的涂敷工艺解决不了螺旋缝上涂层减薄的问题,现场补口的质量低于主防腐层的质量。5)沥青釉衣防腐涂层及混凝土加重涂层。石油沥青瓷漆属于传统防腐材料,在某些性能上它虽不及其他新型防腐材料,但它有自身的优势:材料来源广且经济;应用技术成熟,对工人技能要求不高;补口、补伤和修复容易等。如用于适合的环境条件,施工质量得以保证,其防腐时间可达30年以上。

3 外防腐层分析比较

1)油气管道工程对防腐层的机械性能要求尤为重要。国内外对许多运行多年的天然气管道的调查结论均表明:涂层良好的管道无论处于高土壤电阻率还是低土壤电阻率环境都容易获得良好的阴极保护,当涂层质量不佳,破损严重时,不但使阴极保护费用增加,而且管理、维护、保护电流的合理分布都会出现许多难题,给实施完全的保护造成困难。

2)三层PE防腐涂层和熔结环氧防腐涂层都有优异的防腐性能,但三层PE的物理机械性能却远优于FBE,从以往工程的使用情况经验来看,国产三层PE实际抗冲击强度大于24 J;粘结力(剥离强度)在(23±2)℃的实测值大于300 N/cm,50℃时大于150 N/cm;压痕硬度实测值小于0.1 mm,因而在施工中的长途运输一般人为破坏、施工操作、石方区施工中的涂层损伤少、修补量很小,能满足不同地形、土壤状况下施工与运行的要求,方便现场施工,对本工程具有良好的适用性。对FBE而言,FBE防腐管的预制要求较为苛刻,在涂敷参数稍有变化下易造成固化度及孔隙率不合要求;在堆放中受早晚的气温变化也会产生针孔;对大管径厚壁管,FBE防腐层表现出的实际冲击功随壁厚的增加而降低,容易加重堆放、长途运输、布管、下沟及回填等施工各环节中的损伤程度,就现在的人文条件而言,现场的人为损伤也是不能忽视的因素。因而,FBE从涂敷预制到施工均需格外细致,现场补伤量很大,增加现场施工费用,给施工带来极大不便。

4 外防腐层等级、类型

三层PE涂层的标准中已充分考虑到随着管径的增大、单位长度管道质量的增加对防腐层自身机械性能的要求,为合理投资,一般地段采用普通级完全可满足性能要求,对于管线全线在城市道路下敷设的情况,可采用加强级三层PE涂层。

管线加强级三层PE涂层由专业防腐单位在工厂内预制;弯管、弯头等管件采用防腐材料应与管道主体防腐材料相匹配,采用环氧粉末热喷涂,外加聚乙烯热收缩带(套)的防腐结构,防腐层在弯管工厂加工完成;钢管环焊缝补口的防腐采用环氧粉末热喷涂,外加聚乙烯热收缩带(套)的防腐结构;防腐层和进行补口材料剥离强度测试留下的伤口,采用补伤针对损伤大小采用聚乙烯补伤片或热收缩带相结合的方式。防腐等级应与相连接的管道的防腐等级一致。

5 阴极保护

阴极保护有强制电流和牺牲阳极两种方式。牺牲阳极阴极保护法是将被保护金属和一种可以提供阴极保护电流的金属或合金(即牺牲阳极)相连,使被保护体进行阴极极化,以降低腐蚀速率的方法,牺牲阳极法不需外部电源,投产后维护管理工作量小,对周围其他金属构筑物干扰小,但输出电流小且不可调,保护范围小,在高土壤电阻率环境中不宜使用;强制电流阴极保护法是将被保护金属体与外加电源负极相连,由外部电源提供保护电流,以降低腐蚀速率的方法,强制电流法输出电流连续可调,保护范围大,适用性强,可在高土壤电阻率环境中应用,但需外部电源,易对周围其他金属构筑物形成干扰,投产后维护管理工作量大。牺牲阳极法一般仅适用于管径小、距离短的管线或管网密集的城市管网和临时阴极保护;强制电流阴极保护则由于其寿命长,输出电流、管/地电位可控,保护范围大等原因在长输埋地钢质管道上得到广泛运用。

6 阴极保护标准

输气管道达到或满足下列标准之一或全部即可视为达到了完全保护。1)在消除土壤IR降的前提下,管/地电位达到-0.85 V或更负(相对于饱和Cu/CuSO4参比电极);2)在阴极保护极化形成或衰减过程中,测取被保护管道表面与土壤接触的稳定的参比电极之间阴极极化电位值最小为100 mV。

7 主要执行规范

Q/CNPC38-2002埋地钢质管道双层熔结环氧粉末外涂层技术规范。

SY/T4013-2002埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准。

管道防腐层在下管前必须用电火花检漏仪进行涂层检查,在土壤回填后用电子自动记录仪进行复查。

摘要：叙述了城市油气管道外防腐涂层的选择原则,将各种常用外防腐涂层及特点作了介绍,并进行了对比分析,同时对外防腐层等级、类型和阴极保护等进行了论述,以期确定合理的防腐措施。

油气田管道 篇8

近年来, 随着青海油田勘探开发力度的加大和技术水平的不断提高, 青海柴达木盆地的天然气储量有了大幅度的增长。截至2007年底, 柴达木盆地东部涩北一号、涩北二号和台南三大气田的累计探明天然气叠合含气面积145.6km2, 地质储量3056.39×108m3, 可采储量1626.01×108m3。台南气田探明天然气地质储量951.62×108m3, 占盆地总探明地质储量的31.1%;探明可采储量536.72×108m3, 占盆地总探明可采储量的33.1%, 是青海油田公司的主力气田。

台南气田于2007年已完成建设规模为20×108m3/a地面工程, 根据涩北气田最新产能的安排, 对台南气田的采气、集气、计量外输、脱水、增压等工程进行调整, 以完善地面配套工程, 实现台南气田36×108m3/a规模、持续开发。

台南气田产能调整后, 天然气经脱水、增压后输送至涩北一号气田5号集气站脱水站, 满足涩北气田外输指标, 即:10MPa下水露点-5℃、起点输气压力大于等于5.30MPa、温度大于10℃。目前已建成1条台南气田15号集气脱水站至涩北一号气田5号集气脱水站输气管线, 长36.0km, 规格为D559×6.3, 材质X60, 起点输送压力5.30MPa, 终点压力4.7MPa, 设计输气能力为20×108m3/a。

因此, 在不提高起输压力, 增加输气量的情况下, 目前的输气管道已不能满足调整后36×108m3/a的输气规模。

2 天然气性质

台南气田天然气类型为干气, 组份以甲烷为主, CH4平均含量98.73%, 仅含有微量乙烷、丙烷和氮气, C2H6平均含量0.05%, C3H8平均含量0.02%, N2平均含量1.20%, 几乎不含丁烷以上重烃成份, 无CO2、H2S等酸性气体成份, 属于高热值天然气。气体密度小, 气体平均相对密度0.56, 拟临界压力高, 拟临界温度低。天然气物性参数见表1。

资料来源:《青海省柴达木盆地台南气田36亿方产能开发方案》中国青海油田公司2008.01。

3 线路

3.1 线路走向

复线管道起点位于台南气田东端的5号集气脱水总站, 终点位于涩北一号气田5号集气脱水站, 长36km, 线路走向同已建管道平行敷设。

3.2 线路沿线等级划分

复线管道进出站 (包括台南和涩北一号气田5号集气脱站) 上、下游各200m内, 为三级地区;其余部分均为一级地区。

3.3 沿线自然条件

线路所经地段为高原干旱荒漠, 主要为盐碱地 (盐渍土、盐壳、盐岩) , 全线自然交通条件差, 沿线地貌形态大致为盐湖平原、湖积冲积平原。

3.4 地震评价

管道大地形变测量年速变率为3～4mm/a, 沿线未通过活动断裂带, 但经过两条隐伏断裂带, 因埋藏在全新统地层之下, 故对管道工程建设危害不很严重。地震裂度7度。

4 输气规模

台南气田产能调整后, 规模为36×108m3/a (最大年产量为33.00×108m3/a/2009年) 。输气管道总的输气能力按年最大集气量计算, 每口气井年生产天数按330天计算, 输气管道的设计能力为最大年配产量/330d×1.2, 计算结果为:总的输气能力为1200×104Nm3/d。2005年台南气田已建成的1条台南气田至涩北一号气田5号集气脱水站输气管道, 设计输气能力为700×104m3/d。因此, 需要新增输气能力为500×104m3/d。

5 输气管道方案

根据上述确定的输气规模, 对输气管道的调整有方案一、方案二共两种方案。

方案一:利用已建输气管线、提高起输压力、增加输气量

管道末端压力为4.7MPa, 水力计算的最大输气能力 (与台南气田设计的集气能力一致) 为1200/1000×104m3/d, 沿程最大压力降为1.42/1.13MPa, 则起输压力6.11/5.83MPa。

方案二:新建1条输气管道复线、增加输气量

根据管线的设计优化, 需要新建1条新建复线, 其管径采用DN500, 设计压力为6.4MPa, 具体论证见下述输气工艺计算部分。

方案比选

目前台南气田采气管道节流后的天然气流程按6.4MPa设计的, 因此其最高操作压力应小于或等于5.8MPa, 根据水力计算, 方案一在正常的的输气情况下, 起输压力需要5.83MPa, 在高峰期起输压力需要6.11MPa, 因此, 方案一将不能满足已建集气站的压力级制。如采用方案一, 需要对已建外输起点前的流程进行全面压力级制的升级改造, 投资估算费用为6420万元, 同时影响生产。因此方案一技术、经济不可行。

通过对台南气田的已有天然气场站的设计压力级制分析, 台南气田的起输压力控制在5.2MPa较合适, 因此推荐方案二, 即新建1条输气管道复线、增加输气量。

6 输气工艺

6.1 主要工艺参数

1) 天然气设计输量16×108Nm3/a (500×104m3/d) 。

2) 天然气出站温度20℃

3) 天然气进5号集气脱水站压力4.7MPa

4) 进管道天然气水露点-10℃ (5.5MPa)

5) 管道埋深处平均地温0℃

6) 管道长度36km

7) 年输送天数330d

6.2 输气工艺计算

根据年输气量和外输压力选择Φ406.4mm、Φ457mm、Φ508mm、Φ559mm、Φ609mm、Φ660mm五种规格进行试计算比选, 输气管线管径按《输气管道工程设计规范》GB50251-2003的规定, 采用如下计算公式:

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式中:qV——天然气流量 (0.101325MPa, 20℃状态) , m3/d;

P1, P2——管道计算段的起终点压力, MPa;

d——输气管道内直径, m;

E——输气管道效率系数。

Z——气体压缩系数;

Δ——气体相对密度;

T——气体平均温度, K;

L——输气管道计算段长度, km。

根据上述计算参数, 进行试算, 成果见表2。

6.3 输气管道管径的确定

在输气量一定时, 选择的管道管径越大, 其压损越小, 未来管道上压缩机时能耗少, 运行费用低, 但一次性投资大;反之, 选择的管道管径越小, 其压损越大, 未来管道上压缩机时能耗高, 运行费用高, 但一次性投资小, 因此, 必定有一最佳管径, 使得一次性投资和运行费用的总和最低。具体见表3、4。

注:将耗费的功率折算成天然气 (以0.3072m3/kW·h计) , 再将天然气折算为费用, 天然气的价格以0.45元/m3计。

注:1) 评价期按10年计算;2) 各管线规格为:D406.4×4.5、D457×5.0、D508×5.6、D559×6.3、D610×7.1、D660×7.1。

根据以上的论证, 虽然DN450管径的一次性投资与压缩机运行费用总和最少 (见表4) , 但起输压力大于已建管道的起输压力0.15MPa, 同已建设施不匹配, 因此, 推荐采用DN500管径。

7 管材选择

复线输气管道长36km, 管道工作环境和施工环境差、运行管理不方便等许多因素, 要求管材的选用要兼顾到安全可靠性、施工可行性、经济合理性等方面。根据当前我国制管工艺和油气管道建设及管理应用情况, 国产钢管用作长输管道的钢管主要有输送流体用无缝钢管、直缝电阻焊钢管和螺旋缝埋弧焊钢管三种类型。无缝钢管只能生产较小口径钢管, 且价格较高。国产 (或合资) 直缝电阻焊钢管通过近几年的技术改进, 焊缝可靠性大大提高, 技术已经成熟;有利于机械化防腐作业, 并且价格较低, 但尚无适合于本工程的规格型号。螺旋缝埋弧焊钢管由于价格较低曾广泛用于国内石油天然气输送管道。本工程推荐螺旋缝埋弧焊钢管。管道材质按照X52、X60、X65、X70四种类型进行壁厚和耗钢材计算理论计算和比选。

管道强度设计压力为6.4MPa, 输气起点温度20℃。管线壁厚按照《输气管道工程设计规范》 (GB50251-2003) 直管段公式进行计算。

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式中:δ——钢管的计算壁后, mm;

P——设计内压力, MPa;

D——钢管外径, mm;

F——强度设计系数;

φ——焊缝系数, 取1.0;

σS——钢材的屈服强度, MPa。

根据上述公式和参数进行计算, 其结果见表5。

从表5可得出结论:推荐采用X60材质, III地区选用508×8, I选用508×5.6。

8 结束语

通过从技术上、经济上优化了台南气田至涩北一号气田 (复线) 输气管道, 指导实际工程, 相信在未来的生产中, 将给建设单位带来良好的经济效益。

参考文献

[1]李长俊.天然气管道输送[M].

[2]王正华, 杨军涛.台南气田36亿方产能调整实施方案[Z].CPE青海分公司, 2008.

油气管道施工管理研究 篇9

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) .

油气管道泄漏原因分析 篇10

海洋采油厂集输、外输管道位于黄河三角洲入海口地区, 土壤的湿度大, 盐碱含量高, 属于强腐蚀性土壤, 管道的防腐层为沥青。所使用的外输油气管道分为Φ219mm、Φ377mm与Φ426mm三种规格, 平均壁厚为8~10mm, 材料多为无缝钢管。管道平均埋深为1.2~1.5米, 途径浅滩、湿地等环境, 沿途交通不便, 致使人工巡视困难。随着运行时间的推移, 管道防腐覆盖层会逐渐老化变质, 失去保护作用, 或者由于土壤应力使管道防腐覆盖层变薄, 导致管道腐蚀和泄漏。此外还可能因为不法分子的盗取和自然灾害或其他事故而损坏。

2 油气管道泄漏原因分析

据维修大队统计并结合相关资料分析, 我们发现导致油气管道泄漏或防腐层脱落的原因主要有环境腐蚀、人为破坏和自然灾害三大因素, 以下为其成因分析。

2.1 环境腐蚀

管道腐蚀环境主要包括四个方面:土壤、地下水、大气、输送介质。

2.1.1 土壤腐蚀

土壤是由多种无机物、有机物、水和空气组成的极其复杂的不均匀多相体系, 土壤的颗粒之间存在着大量的孔隙, 孔隙中充满空气和水, 盐类溶解在水中, 土壤就成为电解质, 土壤各处的组成和性能存在差异, 透气性条件不一致, 氧的渗透率变化幅度很大, 形成氧浓差腐蚀。

胜利油田大部分地区位于渤海湾海滨平原, 多为近代黄河冲击海相沉积而成, 属滨海盐渍土壤, 土壤含盐以氯化物为主, 一般说来, 当土壤含盐量大、透气性好、含水量大、p H值低和电阻率小时, 腐蚀性就大。另外, 土壤里的管道金属表面因土壤结构不均匀以及因金属本身存在的不均匀性还存在微电池腐蚀。土壤中的硫代硫酸盐、硫氧化细菌等也会对管道产生腐蚀作用。

盐碱地含水质量分数较高, 土壤电阻率偏低, 该土壤环境对管道的腐蚀性明显增强, 需要加强腐蚀控制与防腐检测, 发现有防腐层破损点应及时修复和加强阴极保护。海洋采油厂油气外输管道多处于盐碱滩、盐场、湿地等较为恶劣的环境, 土壤电阻率多在1Ω·m以下, 属强等腐蚀性土壤环境, 这也加剧了管道腐蚀的速度。

2.1.2 地下水腐蚀

地下水的腐蚀性与土壤关系密切, 集输管道所处的滩海环境的地下水位高, 一般为1~3m, 主要致腐因素是含盐量, 特别是氯化物的含量, 使地下水成为一种促进化学腐蚀和电化学腐蚀的电解液。

2.1.3 大气腐蚀

海洋大气对碳钢的腐蚀大约比内陆腐蚀要强100倍, 主要原因取决于金属表面盐沉积量, 且碳钢腐蚀速度和表面盐沉积量在对数坐标上成线性关系。

根据现场失重A3钢标准试片试验, 采用ISO9223标准对埕岛海域大气进行分级, 同时根据GB/T15957-1995大气环境腐蚀性分类标准进行分离, 得到以下数据:

由上表得出, 距海岸越近, 腐蚀速度越强, 而且趋势明显。[1]

2.1.4 输送介质腐蚀

我厂集输输送介质包括原油、原油和水的混合物、天然气, 主要与设备内部的腐蚀过程有关, 下面根据输送介质的不同进行分析:

1) 原油输送

原油外输中, 主要参杂的腐蚀性杂质有:细菌、二氧化碳、氯化物、硫化氢、氧、有机酸、固体或沉淀物、水和其他含硫的化合物。

原油中硫的总含量与腐蚀之间并没有精确的关系, 而主要与参与腐蚀反应的有效硫化物如:H2S、单质硫、硫醇等活性硫及易分解为H2S的硫化物含量有关, 活性硫化物含量越高则对输油管道的腐蚀性就越强。

原油中含有SRB、铁细菌、厌氧菌、真菌等多种菌种, 这些菌种在合适的环境下可以被激活并生长, 对管道构成潜在威胁。

无论是硫化氢腐蚀、细菌腐蚀, 还是其他的腐蚀类型, 其关键都是水, 所以控制油品含水量就可以有效的控制硫化物对管道的腐蚀危害, 应尽可能将原油含水量控制在2‰以下, 从而防止内腐蚀的发生。[2]

2) 油水混合输送

(1) 油水混输时, 引起腐蚀的主要因素是水, 当含有污水或海水时, 会表现出更强的腐蚀性。

(2) 介质的流动状态对腐蚀也有密切关系, 当介质为湍流时, 腐蚀速度最低;当溶液流动为层流时, 腐蚀速度明显上升。在实际油水混输过程中, 发生的严重腐蚀 (甚至穿孔) 主要集中在于水相相接触的输油管道的下部分, 就是层流状态下高腐蚀速率的结果。

(3) 不同油水比对腐蚀的影响, 实验表明, 原油中含有污水时, 腐蚀速度明显增加, 而且随污水量的增加而增大, 且钢的表面将会出现不均匀的腐蚀。

3) 天然气输送

(1) 天然气中含有一定的水汽, 在一定条件下, 天然气中的水汽凝结在管壁形成水膜, 硫化氢和二氧化碳等酸性气体溶于水膜中, 对管道产生腐蚀。

(2) 在气体流速较高时, 管道钢遭受冲刷腐蚀也比较严重, 由于腐蚀产物被直接冲击的气流带走, 新的金属面不断裸露, 从而加速了腐蚀。

(3) 进入管道输送的天然气通常会含有少量硫化氢和二氧化碳, 对管道产生腐蚀。硫化氢在水中的溶解度较高, 引起的主要腐蚀类型有电化学失重腐蚀、氢鼓泡和氢脆、硫化物应力腐蚀破裂等。二氧化碳对钢材的腐蚀主要是天然气中的二氧化碳溶于水生成碳酸而引起电化学腐蚀所致。

2.2 人为盗取、破坏

受到非法高额利润的诱惑, 近年来不法分子破坏石油天然气管道, 在油气管网上安装阀门窃油窃气, 给采油厂带来了重大损失。盗油盗气阀门位置一般比较隐蔽且流量小于预警值, 监控人员不易察觉, 给管道泄漏预警与定位工作带来了很大困难。

人为盗油一般是在管道上按管道弧度用强力胶粘一片钢板, 在钢板上焊接球阀, 采用带压开孔的方法实现球阀和管道的通孔, 通过球阀的开启实现盗油;另一种方式是在管道上直接焊接带丝头的阀门, 焊接后用电钻 (手摇钻) 开孔, 实现和管道的连通。[3]

2.3 自然灾害

突发性的自然灾害, 如崩塌、地震、洪水冲刷、风沙等。

参考文献

[1]翁永基, 李相怡, 等.盐沉积对埕岛海域大气腐蚀性分级的影响[J].油气储运.

[2]张一玲.原油对输油管道及设备的内腐蚀研究[D].中国石油大学 (华东) .

油气储运管道建设现状及改善措施 篇11

【关键词】油气储运；管道；建设；改善措施

油气资源在我国是一项十分重要的资源，在油气资源运输方面通常选用的是管道运输的方式，但是在我国油气运输发展的时间比较短，所以在很多方面都存在着这样或者是那样的问题，这种情况对我国油气储运事业是十分不利的，因此在实际的工作中，应该针对当前存在的问题予以更为缜密的思考，采取有效措施，解决存在的问题，这样才能更好的促进我国油田储运事业的健康发展。

1、管道建设的现状分析

首先是在油气储运的理论知识方面存在着非常大的不足。我国油气储运的过程中，在理论知识的储备上还存在着非常大的不足，产生这种现象最主要的原因就是我国的油田储运工作开展的时间和发达国家相比并不是很长，在经验上存在着十分明显的劣势，同时在油气资源的安全运输方面更是不受重视，在规模相对较大的油气储运工程中缺乏行之有效的管理方法和控制手段，所以我国的油气储运质量一直处在一个相对较低的水平。

其次是很多部门在油气储运的安全方面都是比较忽视的，在实际的工作中没有对油气储运的安全问题予以正确的认识，同时也不能很好的根据当前油气储运设备中存在的不足找到有效的解决方案，在安全防范技术的研究方面也需要加强力度，所以这些因素都会影响到我国油气储运工作的安全性和可靠性。

最后是对管道的防腐工作没有给予足够的重视，在油田储运的工作中，一个非常非常普遍的现象就是对管道的防腐问题没有采取有效的对策，在油气管道的使用中会受到很多因素的影响，这些因素对整个管道的正常运行都会起到十分不利的作用，在这样的情况下管道自身的质量会受到十分严重的影响，也给整个油气储运工作带来了极大的安全隐患。

2、加强油气储运管道建设的意义

首先，他能够更好的保证我国核心资源可以发挥其应有的作用，在我国，油气资源是一个非常重要的非可再生资源，油气资源的运输安全和运输质量不仅会对我国的经济发展水平产生十分重要的影响，同时也会对我国的很多其他相关产业的发展起到关键性的作用，所以在这样的大形势下，企业必须要做好对油气资源的合理利用，同时抓好油气储运的建设，才能更好的保证我国油气储运资源的健康和稳定发展。

其次是降低了油气储运的危害。油气储运在运行的过程中存在着很多不安全的因素，油气资源是一种易燃性的资源，同时在使用的过程中还非常容易产生挥发现象，所以在实际的工作中，应该对油气储运工作予以高度的重视，加强运输管道质量的控制，同时也提升了整个油气管道的发展和建设水平，这样才能更好的保证油气储运工作的正常运行。

3、油气储运管道管理对策

首先要提升我国的油气管道建设的质量，这样才能更好的提升我国油气运输管道的建设水平，在实际的工作中要不断的加强油气储运管道的前期建设局工作，同时还要有专门的设计人员按照当地的实际情况对其进行设计和规划，在建设的过程中还要严格按照相关的标准和要求来执行，针对原有流速不是非常稳定的问题或者是原油倒灌的问题，可以在施工的时候设置压力站，这样就很好的避免了这样问题的产生，同时在油气储运的建设过程中还要根据当前的实际情况来布置管线，这样可以控制好管线和油田之间的距离，同时也可以更好的保证油气储运成本的有效控制，为施工企业实现更大的经济利益。

其次，做好油气储运管道防腐工作。在油气管道建设中，针对油气储运管道可能受到的温度、相邻介质、物理性状等外部环境的影响，选择性能好的防腐材料，从强度性、焊接性、韧性等方面改进油气储运管道防腐施工；针对油气储运管道的内部腐蚀应加大管道防腐工作，提高油气储运管道建设中的防腐意识，加强对管道防腐的质量监控，以延长油气储运管道使用寿命。

再次，完善油气储运管道建设体系。在油气管道建设中，应用现代化网络技术，利用计算机软件平台实现对油气储运管道建设的监管，完善油气管道运行体系，并且也应该由政府部门做出能源政策调整，调控市场油价，确保油气储备质量安全。同时，做好油气回收工作，因为油气是液态化学物品，对于出现滴漏的原油，由于提取难度大而成为废油。应加大油气回收力度，应用蒸汽回收法吸附废油，再利用真空水泵回收提取石油，保证回收的效益的同时，解决石油管道储运成本大的问题，确保油气储运管道建设符合实际需求。

第四，提升油气管道建设工艺。在油气管道建设中，需要完善管道输送工艺，以及完善区域管网，提高管道技术诊断技术，保障油气供应的平稳。采取点线互联天然气供配气，实现资源多元化、供应网络化的自动化多气管道，改善气管网安全，合理优化我国能源结构，提高设计施工及运营管理水平，提高我国的油气储运管道建设质量，以满足国民经济增长对油气资源的需求。

第五，做好油气储运管道的安全维护工作。在油气管道建设中，还需要做好设备安全与油气安全储运工作，能够定期检测油气储运管道，定期对油气储运管道进行保养，避免油气储运管道破坏、腐蚀而造成泄漏。并且为确保油气的安全储运，还应该做好防燃、防爆、防雷措施，并能够实时监控气储运库电源，有效避免因电力事故而引发的油气爆炸事故。加强油气管道的加压管理与密封管理，针对特殊区域的油气储运，应更进一步提升油气管道建设技术水平。

4、油气储运工程的发展方向

油气长距离管道输送与城市输配：多年来在含蜡原油流变学及其管输工艺研究方面一直居国内领先、国际先进地位，部分成果国际领先，1996年以来获省部级奖4项；在长距离输气管道系统规划、优化设计与优化运行、供气调峰等方面的研究居国内领先地位，为“西气东输”及俄-中输气管道等国家重大建设项目的决策提供了技术支持；在成品油顺序输送管道运行模拟、优化与控制技术研究方面居国内领先地位。二十一世纪初中国的油气长输管道将面临一个大发展时期，为该研究方向提供了广阔的发展空间。

5、结语

油气储运工作在我国油气资源的开发和利用中占据着十分重要的位置，它也直接关系到我国油田资源实际的利用效率，但是我们也应该看到，在实际的工作中还是存在着不少的问题，这些问题对我国的油气储运工作都是十分不利的，在这样的情况下，我国的很多企业必须要采取相应的措施，解决这一过程中存在的问题，只有这样才能更好的促进我国油气储运事业的健康和稳定发展。

参考文献

[1]王国栋，邓先伦，刘晓敏，朱光真.天然气吸附存储用高比表面积活性炭研究进展[J].生物质化学工程，2012（03）.

[2]刘庆伟.油气储运的发展现状及趨势研究[J].中国石油和化工标准与质量，2011（10）.

不断创新的中国油气管道技术 篇12

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。