原油管道（精选九篇）
原油管道 篇1
1 常规水下穿越管道保护措施
确保水下穿越部分的原油管道运行安全对对整个石油管道的使用具有重要意义。而由于水下穿越的特殊性, 因此这一地段的原油管道在建设和日常维护方面都有别于陆地上的石油管道建设于维修。以该石油运输项目为例, 该项目的石油运输管道有一部分穿越了当地某河流, 该项目主管部门多年来一致注重于石油管道水下穿越的保护工作, 曾经使用过的常规的水下穿越管道保护措施如下:
1.1 修建混凝土墙
在水中的石油管道的两侧修建混凝土墙将石油管道围入其中进行保护, 同时可以在混凝土墙的上方添加盖板。河水会从混凝土墙的上方流过这样做降低了河水对石油管道的冲刷度, 比较适合在小型河流中使用, 特别是在卵石、基石层不深的条件之下。值得注意的是, 这种方式使用于全部埋入水中的石油管道维护, 因为如果管道有部分裸露于河床, 盖板的使用会影响河水流动, 进而造成积水现象。
1.2 压混凝土块
石油管线位于水中的稳定性不足, 因此可以选择在管线上压混凝土块的方式来稳固管线。这里所说的混凝土块为一种半圆型, 为钢筋混凝土结构, 因类似马蹄而被命名为马蹄块。给管线上扣压马蹄块有利于在横向和纵向上稳定管道, 防止其移动, 值得注意的是这种方式所使用的马蹄快的重量必须是经过计算的, 否则重量太轻达不到稳固效果, 重量太多管道受力大, 反而容易出现坏损, 有悖于维护目的。但是这种方法的使用会对管线造成磨损, 现已不在该工程中使用。
1.3 加套管
如果管道穿越的河流河水流速快, 对河床冲刷力度较高时, 则可以采用加套管的方式来对管道进行维护。在管线外围加管套原理同混凝土墙类似, 让水从管套外流过, 这样不仅减少了对管道的冲刷同时还能降低管线热量损失, 还能避免一些阻水情况发生。但是这种保护措施给防腐工作带来了困扰, 一方面是因为它影响管道的极阴保护, 另一方面是因为它破坏了防腐保温层。
2 水下穿越管道事故防护措施
由于石油管道所穿越的河水在水质、水速、河床等方面都具有不同特征, 因此在进行管道保护时应有针对性的采取不同的保护手段。
石油管道具有一定危险性, 水下穿越石油管道也是如此。对管道的保护工作在很大程度上来讲也是保护环境安全及人类生命财产安全。因此保护水下穿越管道的技术应该不段优化, 对于现阶段西方国家所采用的保护措施, 我们可以认真借鉴, 同时积极应用到我国的水下石油管道保护工作中来, 目前可以从以下几个方面着手:
首先, 选用新型管道建材。做好水下穿越石油管道的保护工作最根本的是要保证管道本身的优良性。在管道选择上, 一定要选用强度和韧性都很优异的管道, 此外管道还应具有很强的耐腐性能和抗破坏性, 以适应水下工作。
其次, 研发新的保护技术, 探究新的保护手段。例如如果石油管道穿越的是中小河流, 可在河流中管道经过处建设具有刚性的防护设施。如果管道穿越地段河水冲刷力大, 则可以建设柔一些的工程来减少水体对管道的重刷, 如土工织物等。如果河床稳定, 则可采用打桩加固办法来稳固管道等。
3 水下穿越管道保护措施的综合应用
3.1 打桩套管法
这是在常规水下穿越管道保护措施应用基础之上的一项创新, 主要是将打桩加固和套管相结合来进行使用, 现阶段技艺发展已经十分成熟。打桩套管法适合于在冲刷性较大的河水中进行管道保护, 它不仅适用于裸露或悬空的水下穿越管线, 同时也适用于一些大型河流。两中技术手法相结合不仅是管道热量损失问题得到缓解, 同时也能加固管道, 使其能承受住水流重刷。
3.2 护坡配合混凝土墙
采用修护坡的方式来保护水下穿越管道要求水面要狭窄一点, 同时管道的悬空长度也应该在合理范围之中, 不适用于河岸不稳定的地区, 如果修建在河道过于弯曲的地区则容易被冲刷变形甚至消失。但是将这种保护措施同修筑混凝土墙结合起来, 则比单独使用效果良好。这种技术还是需要应用于冲刷性较低的小型河流, 同时不适用于悬空管道, 避免应为混凝土墙的修筑而造成对水流的阻碍, 实际应用过程中具有使用时间长、投资少等优点。
4 结语
综上所述, 水下穿越原油管道保护措施的应用其根本目的在于维持管道在水下的稳定性, 降低水下环境中不良因素给管道造成的影响, 从而保证原油的正常运输, 减少危险事故。不仅如此, 它对水下管道的安全运作也有着至关重要的影响, 对于环境保护和人类人身财产安全等有具有重要意义。因此, 相关部门应重视水下石油管道的日常检查与保护工作, 对于现有的保护措施, 要加大研究力度去改良和完善, 同时创新技术手段, 尽最大可能达到管道保护工作的最优化。
摘要：采取良好的措施对水下穿越原油管线进行保护对促进原油运输工作的正常进行作用重大, 因此本篇文章对水下穿越原油管道保护措施的探讨具有主要意义。首先, 本篇文章先以实际案例为基础分析常规水下穿越管道的保护措施, 进而介绍为提高穿越管道安全性能、降低安全事故担风险所使用的技术手段, 最后对这些保护措施的综合应用进行介绍, 为日后水下管道保护工作提供参考。
关键词：原油管道,水下穿越管道,保护措施
参考文献
[1]傅超.水下穿越段管道防腐层检测仪接收机的嵌入式软件设计[D].电子科技大学2013.
[2]刘修文.水下穿越管道防腐层检测仪硬件设计[D].电子科技大学2013.
原油天然气管道管理办法 篇2
文件编号：QG/HBYT344-2012
修改次数：0 发行版本：C
页
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本办法规定了公司所属油气集输管道、内部油气输送管道、商品油气输送管道管理，及商品油气输送管道完整性管理等。
本办法适用于公司油气管道运行管理部门、单位。2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本办法的引用而成为本办法的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本办法，然而，鼓励根据本办法达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本办法。
GB 17820《天然气》
SY/T 5536《原油管道运行规程》 SY/T 5922《天然气管道运行管理规范》 SY/T 7513《出矿原油技术条件》 《石油天然气管道保护法》 3 术语及定义 本程序采用下列定义
中国石油华北油田公司2012-06-27发布
2012-06-27实施
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3.1 油气集输管道：指公司管理的从单井到计量站、转油站、联合站的输油管道和单井到集气站、处理站的输气管道。
3.2 内部油气输送管道：指公司管理的联合站（气处理站）之间的输油输气管道。
3.3 商品油气输送管道：指公司管理的与用户直接交接的输油管道，与长输天然气管道及主要用户相关联的输气管道。输油管道主要有岔转站至华北石化交接站、任二联（任一联）至华北石化交接站、阿一联至赛汉末站；输气管道主要有永北东线、永北复线、苏大输气线、河石输气线、34#阀室至北部门站输气线、34#阀室至西部门站输气线、34#阀室至河间门站输气线、37#阀室至苏桥站双向输气线。
3.4 油气集输与处理生产管理：是指油气井产出的油、气、水，经计量站（集气站）、接转站（输气站）、联合站（气处理站）至外输合格原油（天然气）全过程的生产运行管理。
3.5 管道完整性管理：管道管理者为保证管道的完整性而进行的一系列管理活动。具体指管道管理者针对管道不断变化的因素，对管道运营中面临的风险因素进行识别和评价，不断改善识别到的不利影响因素，采取各种风险减缓措施，将风险控制在合理、可接受的范围内，最终达到持续改进、减少和预防管道事故发生，经济合理地保证管道安全运行的目的。
3.6 油气管道运行管理单位：主要指油气生产单位、华港燃气集团等单位。4 职责
4.1 运销部是商品油气输送管道的归口管理部门。4.1.1 负责商品油气输送管道完整性管理的推广指导。
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4.1.2 负责商品油气输送管道运行技术管理。
4.2 基建工程部是油气集输管道和内部油气输送管道的归口管理部门。4.2.1 负责公司所属油气管道，包括油气集输管道、内部油气输送管道和商品油气输送管道设施新建项目、改造项目建设的管理。4.2.2 负责油气集输管道和内部油气输送管道的运行技术管理
4.3 生产运行处负责公司生产应急保障系统的统一组织、调度、指挥；负责应急抢险队伍的协调与组织。
4.4 规划计划处负责油气管道设施新建项目、改造项目、管道完整性管理推广项目的前期工作与投资的计划下达。
4.5 质量安全环保处负责原油、天然气对外贸易和内部计量交接计量器具的检定、计量人员培训、发证；参与原油、天然气计量交接纠纷处理。负责油气管道危害因素辨识与风险评价的实施、负责油气管道的安全管理。4.6 油田保卫部（社会治安综合治理办公室）负责对预防和清理油气管道违章占压建筑工作的监督、检查、考核和指导。
4.7 各油气管道运行管理单位负责油气管道生产管理、管道完整性管理推广的具体实施。5 管理内容 5.1 油气管道投产
5.1.1 商品油气输送管道投产由公司成立的项目部或运销部组织实施。5.1.2 油气集输管道和内部油气输送管道投产分厂级和公司级项目。厂级项目由油气生产单位组织实施；公司级项目由公司成立的项目部或基建工程部组织实施。
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5.1.3 原油管道投产准备：
a）管道投产要针对管道自身特点编制好投产方案，投产方案根据项目性质分别由主管部门审定。
b）成立投产机构，统一领导和协调全线的试运投产工作，并按设计图纸和有关验收规范进行预验收。
c）生产管理组织机构健全，岗位人员培训合格，特殊工种操作人员应取得相关部门颁发的操作证书。
d）制定好各岗位生产管理制度、操作规程以及编制生产报表。e）做好投产前协议的签订工作，如交接协议、供电协议等，落实满足投产需要的油源。
f）对重新启用的原油管道应进行管道腐蚀状况调查和剩余强度评价。g）全线的清管和整体试压应在管线投油前进行，投产前应对全线进行线路巡查，检查管道沿线标志及伴行公路情况，要对管线全线设备状态及管道阴极保护系统运行情况进行检查。
h）要做好干线清扫工作，清管采用机械式清管器，可采用空气或清水做清扫介质，站间的清管次数不应少于三次，清管污物不应进入管网系统，污物的排放处理应符合环保要求。
原油管道投产依照SY/T5536《原油管道运行规程》执行。5.1.4 天然气管道投产准备
a）前期准备工作可参考原油管道投产准备前四项条款。
b）投产前要进行工程预验收，管线在投入使用前应进行干燥，干燥宜在严密性试验结束之后进行，干燥后保证管线末端管内气体在最高输送压力
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下的水露点比最低环境温度低5℃。
c）输气站试运应在站内工艺管线试压合格后进行，先进行单体试运，再进行整体试运，系统需连续平稳运行72h为合格。
d）管线内的空气置换应在强度试压、严密性试验、吹扫清管、干燥合格后进行；置换管线内空气应采用氮气或其他无腐蚀、无毒害性的惰性气体作为隔离介质，置换过程中管道内气流速度不应大于5m/s，当置换管线末端放空管口气体含氧量不大于2%时即可认为置换合格。
天然气管道投产依照SY/T5922《天然气管道运行规范》执行。5.2 油气管道运行管理
5.2.1 运销部负责商品油气输送管道运行参数技术指导。
5.2.2 基建工程部负责油气集输管道、内部油气输送管道的运行技术管理和参数报表收集分析工作。
5.2.3 各油气管道运行管理单位具体组织日常生产运行，按油气输送计划编制管道运行方案，保持各站工况的协调，保证输送任务的完成。定时收集各站运行参数，了解运行情况。及时对管道运行进行分析，并对存在问题提出调整措施。填报日常运行报表，定期向上级主管部门汇报管道运行情况，接受指导和指示。
5.2.4 进入内部油气输送管道和商品油气输送管道的原油要符合SY/T 7513《出矿原油技术条件》、天然气要符合GB 17820《天然气》标准。5.2.5 油气管道清管
5.2.5.1 各油气管道运行管理单位负责清管方案的编制工作。
5.2.5.2 运销部负责组织商品油气输送管道清管方案的审定。
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5.2.5.3 基建工程部负责组织油气集输管道和内部油气输送管道清管方案的审定。
5.2.5.4 各油气管道运行管理单位负责按审定的清管方案进行管道清管和管理工作。
5.3 油气管道保护和日常维护
5.3.1 各油气管道运行管理单位负责对所辖油气管道进行日常管理和维护。5.3.2 油气管道保护执行《石油天然气管道保护法》。
5.3.3 各油气管道运行管理单位组织专业人员管理，定期进行巡检，雨季或其他灾害发生时要加强巡线检查。
5.3.4 各油气管道运行管理单位要定期对穿越管段稳管状态、裸露、悬空、移位及受流水冲刷、剥蚀情况进行检查，出现问题及时恢复，保证油气管道运行安全，管道沿线的标志桩、测试桩、里程桩应齐全完整；定期检查站场绝缘、阴极电位、沿线保护电位，定期检查管道的防腐绝缘层状况，对达不到要求的应及时进行修复。
5.3.5 管道清理占压依照QG/HBYT 292-2009 《输油气管道违章占压建筑物管理办法》执行。
5.4 油气管道设施建设项目管理
5.4.1 油气管道设施建设项目包括油气集输管道、内部油气输送管道、商品油气输送管道设施的新建和改造。
5.4.2 各油气管道运行管理单位负责所辖油气管道设施新建和改造项目可行性研究报告建设方案的编制。
5.4.3 规划计划处负责组织油气管道设施建设项目可行性研究报告的审查
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和立项批复。
5.4.4 基建工程部负责组织油气管道设施建设项目的方案审查。运销部负责组织商品油气管道设施建设项目的技术方案审查。
5.4.5 油气管道设施新建和改造项目分厂级和公司级管理，厂级项目由油气生产单位组织实施，公司级项目由公司项目部或基建工程部组织实施。5.5 管道应急管理 5.5.1 应急方案编制
5.5.1.1 运销部负责《原油长输管道突发事件专项应急预案》、《天然气长输管道突发事件专项应急预案》的编制及修订工作。
5.5.1.2 各油气管道运行管理单位负责各自辖区管道的应急预案编制工作。5.5.2 应急演练依照QG/HBYT 077-2008 《应急管理程序》执行。5.5.3 应急处理由公司应急办公室或油气管道运行管理单位负责组织实施。5.6 计量交接协议及纠纷
5.6.1 运销部负责公司级计量交接协议的签订。
5.6.2 各油气管道运行管理单位组织签订厂级及厂级以下计量交接协议。5.6.3 运销部负责组织厂级（含厂级）以上商品油气计量交接纠纷的调查、协调、处理。
5.6.4 各油气管道运行管理单位组织厂级以下油气计量交接纠纷的调查、协调、处理。
5.7 管道完整性管理
5.7.1 运销部负责组织商品油气输送管道完整性管理推广和实施。5.7.2 基建工程部负责组织油气集输管道和内部油气输送管道完整性管理
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推广和实施。
5.7.3 各油气管道运行管理单位负责管道完整性管理的具体实施。5.7.4 管道完整性管理内容
管道完整性管理的核心内容包括数据采集与整合、高后果区识别、危害识别与风险评价、完整性评价、维修与维护、效能评价等6个环节。相关文件
6.1 QG/HBYT 077-2008 《应急管理程序》
6.2 QG/HBYT 292-2009 《输油气管道违章占压建筑物管理办法》
编写部门：运销部 基建工程部
编 写 人：赵学岭 刘福贵 钱剑星 刘义敏
审 核 人：王立清 李惠杰 审 批 人：黄
原油长输管道施工安全管理策略 篇3
【关键词】长输管道；施工；安全管理；策略
0.引言
随着我国对原油需求的持续增长，长输管道已进入高峰建设期。原油长输管道施工中经常会发生一些大大小小的安全事故，给企业和工作人员带来不同程度的损失，严重时甚至威胁人身安全。安全事故是难以挽回的长期负效应，原油长输管道施工属于高危行业，安全隐患众多。总结事故因由，除了人员构成复杂、设备陈旧和未按规程操作等原因外，不完善的施工安全管理策略是主要原因之一。国内外学者和从业人员对安全生产教育、预防体制建立等进行了较多论述，但对施工安全管理策略阐述较少。本文结合笔者工作经验，首先对原油长输管道施工管理策略，最后分析了施工安全管理策略在实际案例中的应用。
1.施工安全隐患
长输管道是一个复杂的系统工程，涉及面广，任何一处出现施工安全问题都很有可能影响以后整个系统的运行。经总结发现，原油长输管道施工安全隐患主要有一下几点。一是沟下焊接塌方、下沟滚管事故等沟下作业安全隐患。二是吊装碰挤、坠落等吊装安全隐患。三是服务车辆、爬坡设备等运输安全隐患。四是焊接不合格造成返修的安全隐患。但施工时最主要的在管道基础施工、管道安装施工、管道接口施工、管道附属构筑物与沟渠砌筑施工、管道闭水试验施工等施工过程中的安全隐患以及施工中可能出现的燃烧、爆炸等隐患。
2.施工安全管理策略
原油长输管道施工中的安全管理策略因施工现场环境、施工队伍、施工设备甚至施工现场色彩不同而存在差异。但管道基础、安装、接口、附属构筑物、沟渠砌筑及闭水试验等施工关键施工环节的安全管理仍有章可循。
2.1选择管道材质
原油长输管道工程投资大，整体性很强，管道材料选用必须恰当，方能保证施工的安全性。长输管道管径大、输送距离长，管材内部的缺陷和运输施工中可能造成的损伤以及焊缝缺陷漏检的几率相比普通管线增大。同时，长输管线所经线路总体走向一般难以有较大改变，不可避免会途径人口密集区。而长输管线的输送介质通常易燃易爆或有毒，必须对管道安全有更高要求。目前一般选用技术较成熟、CNN值较高及焊接工艺较为成熟的X60、X65级钢管。一般应设置止裂环或间断性接入低强度且高韧性的钢管等止断装置，并采用合理的设置间距。管道质量检验试压时建议采用“高试验压力+低试验次数”的组合试验方法。
2.2管道基础施工安全管理策略
施工前详细检查施工工具、机械，对存在损坏的要及时更换或修理，最大程度保证使用时安全可靠。对可能存在的沟壁裂缝、支撑松动等查清查透，及时加固。施工时所用工具和材料不得随意在沟内投扔、倾倒，材料和堆土堆放时应设置土梗拦挡，堆放位置与槽边最小距离不得低于一米。沟槽的排水要做预先处理，冬季和雨季施工须采取防滑措施，电夯、振动棒、平板振动器等应安装漏电保护器。
2.3管道安装施工安全管理策略
管道安装施工时主要安全隐患来自高空作业和夜间作业。高空作业时，应设坚固立梯且采取防滑措施，安装防护栏杆或安全网。工作人员应戴安全帽，按规定系安全带，穿工作服和软底鞋。为防止工具坠落伤人，工具应放入特制工具袋。夜间作业时必须配置足够的照明设备和悬挂警示灯。高空和夜间作业均应划分施工警戒区，由专人负责阻止非施工人员进入，禁止在恶劣天气下进行这两种作业。
2.4管道接口施工安全管理策略
管道接头施工前应对沟槽裂缝，撑木和脚手架牢固程度、接口工作坑尺寸、管道敷设高程、管道支设稳固性和工具完好性等进行检查。管道接口施工时，电焊工必须戴防护面罩和护目镜，电动机械必须配备接地和漏电装置。进入施工现场的人员必须从梯子脚用麻布包扎、有专人扶住防倾斜和滑倒的立梯上下沟槽或支架，对于开脚的梯子，应用绳索绑牢。
2.5附属构筑物和沟渠砌筑施工安全管理策略
附属构筑物和沟渠砌筑基本施工安全管理与前面的管理策略相同，主要隐患来自地下水以及材料的运输和吊运。当地下水位高于施工基础时，必须采取降排水措施。现场运输车辆不宜装得太满，前后应保持一定安全车距。机械吊运时下方严禁站人，吊运应设置专人指挥岗。砌体高度超过1.2米时，必须搭设脚手架。运输车辆、吊运吊斗及脚手架严禁超载。
2.6闭水试验及回填土施工安全管理策略
管道闭水试验前应预先检查沟壁土质和支撑，为保证顺利灌水和检查渗水量时工作人员的安全应设置临时行人便桥。必须设置立梯用于上下沟槽，严禁在井壁上口操作。回填土施工时，管道顶部50cm 范围内填土应严格筛选。筛选基本条件为不含有机物、冻土、大于50mm 的砖、石等。
2.7防爆炸和中毒施工安全管理策略
新敷设管道在未换气投产前应防止原油、可燃气体等渗入管道内。管道接头完工后应连续进行管内气体置换，直至取样合格。施工现场着火时，迅速用施工现场泥土（最好为黄砂）迅速回填覆盖着火管道沟槽，也可在着火点两端寻找聚水井并往内灌水。扑灭后用木塞、湿布或粘土封口。保持施工现场的空气流通和防止有毒气体外渗是防止工作人员中毒的最佳途径。工作需要或条件许可时应配戴防毒面具和防护用具。
3.工程实例
某工程为原油长输管线局部工程，施工任务重，施工环境复杂。施工项目部在详细调研的基础上制定了合符实际包含管道施工安全教育、安全生产责任制等内容的施工安全管理制度，并对关键施工环节制定了施工安全管理细则。施工前教育完成后，施工时进行了严格的检查和奖惩内容公示。要求施工人员必须按规定佩戴安全帽和防护装备，高空作业必须系好安全带。对沟壁裂缝、立梯、支撑和脚手架状况进行定时检查和非常规抽查，最大限度确保施工安全。电动机械的接地和漏电装置采用谁用谁负责，先检查后施工的原则进行。材料堆放及运输吊运由项目部领导牵头实施换岗抽查制，避免了检查流于形式。该工程开工至竣工，未发生一起施工安全事故，说明采取的施工安全管理策略符合实际需求，具有良好效果。 [科]
【参考文献】
[1]范保国.油气长输管道工程施工安全措施及预防[J].中国科技博览，2012（12）：92.
[2]穆军，甘雪.管道施工的安全管理[J].黑龙江水利科技，2006，5（34）：123.
[3]王中红.江汉油建公司长输誉鱿江项目分析与管理模式研究[D].大连理工大学硕士学位论文，2002.
[4]顾水清，刘峰，盖帅.长输管道重点工程效能监察工作开展探析[J].科技创新与应用，2012（8）：104-105.
[5]蒋津海，王以泽.油气田管道施工安全监督之问题与对策[J].天然气经济，2006（5）：52-54.
原油管道安全优化运行研究 篇4
某沿江管网由9条管线组成, 总长度超过960公里, 干线管径最大为864mm, 设计年输量为2700万吨。管道途经江苏、安徽、江西、湖北、湖南五省, 沿途逐站分输, 依次向五家炼化企业输送原油。管道全线设十二座站场, 其中输油站七座, 分别用A站、B站、C站、D站、E站、F站、G站表示, 末站五座, 分别用H站、I站、J站、K站、L站表示。
2 管线最优出站温度确定
原油管道全线采用密闭输送工艺, 根据管输原油物性和环境条件, 全线采用常温或加热输送方式运行。随着沿线5家炼化企业原油加工量的不断增加, 管线即将达到满负荷运行状态。如此繁重的作业, 为了保证输油任务能够圆满完成, 运行安全和节能环保成为了至关重要的两项指标, 也成为了管线优化的重点。
2.1 计算原理
热油管道的运行能耗包括加热原油所需的燃料消耗和电力消耗两种, 它们无法直接按各自的消耗量简单合并为总能耗量。鉴于降低运行能耗的最终目的是降低运行成本, 因此在热油管道优化运行研究和实践中一般都采用总能耗费用作为评价标准。
总能耗费用为
S=SR+Sp元/ (t·km) (式1)
其中燃料费用为
电力费用为
式中:cy—所输油品的比热容, k J/ (kg·℃) 。
TR—出站温度, ℃;
Tz—进站温度, ℃;
ey—燃料油价格, 3000元/t;
ed—电力价格, 0.8元/ (k W·h) ;
BH—燃料油热值, 4.18×104k J/kg;
ηR—加热炉效率, 0.87;
ηpe—泵机组效率, 0.85;
lR—加热站间距, km;
H—加热站间管道所需压头, m液柱;
对某一具体管道而言, 当流量Q、地温0T、总传热系数K及运行的加热站数和泵站数一定时, 随着加热温度RT的升高, 热损失增大, 燃料费用SR增加。但与此同时, 由于站间平均油温升高, 摩阻减小, 动力费用SP将下降。因此, 作为二者之和的总能耗费用S就可能有最低点Smin存在, 与Smin相对应的加热温度即为该输量下的经济加热温度。
2.2 最优出站温度的确定
在计算过程中, 最优温度的确定必须要保证管道末端进站温度的安全需要。因此这里我们在保证管道安全运行的基础上对出站温度进行反算, 对冬季运行工况进行优化, 进一步优化各站出站温度。
2.2.1 A-B管段优化温度的选择
对于A-B管段而言, A站储油罐的储油温度为25℃, 因此A站的出站温度最低为25℃, 通过计算得到管道总能耗费用以及B站进站温度随A站出站温度的变化关系。在计算的温度范围内, A-B管段的总能耗费用随着A站出站温度的升高逐渐增大, 而根据B站进站温度随A站出站温度的变化关系得出, A站的最优出站温度为25℃, B站进站温度为22℃, 高于凝点 (13℃) , 满足管道的安全要求。
2.2.2 B-C管段最优出站温度的选择
根据A-B管段的计算结果可知, 在现有条件下, 当A站出站温度为25℃, 而B站进站温度为22℃时, 该管段的总能耗最低。在这种情况下, B站的最低出站温度也为22℃。根据计算可以得到B-C管段的总能耗费用以及C站进站温度随B站出站温度的变化规律。在计算温度范围内, 该管段的总能耗先随出站温度的升高而减小, 然后再增大。在出站温度23.5℃达到最低点, 因此最优出站温度为23.5℃, 此时C站进站温度为21℃ (高于凝点8℃) , 满足管道的安全需求。
2.2.3 同样的计算方法可以得到各管段总能耗变化规律, 在计算温度范围内, 各管段的总能耗先随出站温度的升高而减小, 然后再增大, 进而选择以下最优出站温度。
C-D管段:最优出站温度为23.6℃, 此时D站进站温度为21℃ (高于凝点7℃) , 满足管道的安全需求。
D-E管段:最优出站温度为25.1℃, 此时E站进站温度为21℃ (高于凝点6℃) , 满足管道的安全需求。
E-F管段:最优出站温度为24.9℃, 此时F站进站温度为21℃ (高于凝点6℃) , 满足管道的安全需求。
F-G管段:最优出站温度为28℃, 此时G站进站温度为20℃ (高于凝点13℃) , 满足管道的安全需求。
G-L管道:最优出站温度为27℃, 此时L站进站温度为21.6℃ (高于凝点13℃) , 满足管道的安全需求。
D-H支线:最优出站温度为25.1℃, H站进站温度为21℃ (高于凝点13℃) , 满足管道的安全需求。同时, D-E干线的最优出站温度也是25.1℃, 支线、干线的最优出站温度正好相同, 满足加热的要求, 因此D站的最优出站温度为25.1℃, 此时H站的进站温度为21℃。
E-I支线:最优出站温度为28℃, 此时I站进站温度为23℃ (高于凝点13℃) , 满足管道的安全需求。同时, E-F干线的最优出站温度为24.9℃, 在出站温度为24.9℃和28℃时, 管道能耗费用相差较小, 因此选取E-I管线最优出站温度为24.9℃, 这时I站进站温度为21℃。
F-J支线:最优出站温度为27.7℃, 此时J站进站温度为19℃ (高于凝点13℃) , 满足管道的安全需求。同时, F-G干线的最优出站温度为28℃, 两出站温度相差较小, 因此, 选取F-J管道最优出站温度为28℃, 这时J站进站温度为19.1℃。
G-K支线:最优出站温度为27℃, 此时K站进站温度为22℃ (高于凝点13℃) , 满足管道的安全需求。同时, G-L干线管段的最优出站温度也是27℃, 因此, G站的最优出站温度为27℃, K站进站温度为22℃。
3 总结与分析
中俄原油管道二线工程开工 篇5
人民日报北京8月16日电(记者冉永平)近日,国家重点工程中俄原油管道二线工程在黑龙江省加格达奇地区开工建设。
中俄原油管道二线起自黑龙江省漠河县兴安镇附近漠河首站,途经黑龙江、内蒙古两省区,止于黑龙江省大庆市林源输油站,与已建成投产的中俄原油管道(一线)并行敷设,管道全长约940公里,管径813毫米,设计输油能力1500万吨/年。计划2017年10月底具备投产条件,2018年1月1日正式投入商业运行。
中俄原油管道二线是深化中俄两国在能源领域合作的重大工程。2013年3月22日,中俄两国政府在莫斯科签署扩大原油贸易合作协议。2013年6月21日,中石油与俄罗斯石油公司签署向中国增供原油贸易合同,计划从2018年1月起,通过中俄原油管道二线向中国增供原油1500万吨/年。
密闭原油管道安全分析与防护 篇6
1 密闭管道温度随环境变化分析
影响密闭管道温度变化有因素很多, 主要有管材管件和外界环境因素, 不同的管材, 物性参数不同, 传热性不同;受太阳照射的角度、管道颜色、环境风速等不同, 管道的温度效应也会不同。根据传热分析, 管道和环境间产生的热量交换Q (W/m2) , 主要包括 (密闭管内的介质在不流动的情况下, 可以假定此时管壁和管内介质为一个整体) [1,3]。
(1) 太阳对管道的辐射传热量Q1, 与管线的受热面积和太阳的辐射强度有关。
(2) 管道与周围空气的对流换热Q2, 由于空气流动有利于管道的散热, 因此, 不同的风速对流换热也会有些不同。
(3) 管道向周围环境的辐射散热Q3, 包括管道向空气、地面、周围其他物体的辐射。
当Q1>Q2+Q3时, 说明密闭管道总的吸热大于散热, 这时管道温度会升高, 管道的对流换热和辐射散热也会增大, 当增大到Q1=Q2+Q3时, 管内温度达到最大, 而随着太阳辐射强度的减弱, Q1<Q2+Q3, 这时管内温度又会逐渐降低。
2 密闭管道温度与压力的关系及计算
(1) 密闭管道温度与压力的关系密闭管道在正常状态下是以气液两态并存的。随着温度升高, 除了管内气体的饱和蒸汽压增大外, 管道内原油由于受热膨胀, 管内压力也会升高, 管内留有的气相空间就会慢慢变小直至真个管段充满介质, 下面将分别就当管线处在真空不满液、非真空不满液、满液状态下随着温度的变化管道所受压力情况。
(1) 当密闭空间为真空状态且管道未满液, 则此时管内压力为油品该温度下的饱和蒸汽压, 即:
式中:P1为管道内油品的饱和蒸汽压, 是温度的函数。
(2) 当管段不满液且存在不溶于原油的气相 (如空气) 时, 管内压力为管内原油饱和蒸汽压和空气分压的和, 计算公式如下:
式中:P为有空气时的饱和蒸气压;P*为是纯液真空时饱和蒸汽压;P1为管内总压力, 即饱和蒸汽压和空气分压的和;Vm (1) 为是原油的摩尔体积;R是常数8.314, T为温度。
(3) 对于满液的密闭管道, 一旦液体胀满了管道全部空间以后, 膨胀即转为压缩。由于液体压缩性很小, 以致反作用于管壁的压力会剧烈增高。也就是说, 当密闭管道充满油后, 随温度变化的压力值与介质的膨胀系数成正比, 与压缩系数成反比。而油品的压缩系数 (×10-7) 与膨胀系数 (×10-4) 相比存在数量级的差别, 所以一旦管道充满油之后, 管道压力就会随着温度的变化急剧上升, 计算公式如下[2]。
式中:P1为管道满液后温升Δt压力;P0为管道初始压力;b为原油的平均膨胀系数1/℃;b0为管材的平均膨胀系数1/℃;a为原油的平均压缩系数1/atm;为压力升高时管道的容积增大系数1/atm;t为温度变化值℃。
(2) 管段满液时案例分析某油库一段外径为610×10mm的Q245R钢材密闭管道, 操作压力为2.5MPa, 经过高温照射后, 温度增加了t=4℃, 初始压力为P0=0.075MPa, 原油的平均膨胀系数b=8.75× (10-4) 1/℃, 钢材的平均膨胀系数b0=1.2×10-51/℃, 原油平均压缩系数a=7.3×10-71/k Pa, 钢管的容积增大系数=32×10-81/k Pa。
代入上述公式 (3) 可得
从上式可以看出当温度升高1℃, 管道压力增大约0.83MPa, 温升4℃后, 管道压力为3.39MPa, 远超过该管道的操作压力, 所以在实际生产过程中对密闭管段满液时温度和压力的控制非常重要。
3 安全措施
影响密闭管道的热膨胀的因素很多, 其中起主要作用的是外界环境, 管道材料、输送的介质, 结合理论计算, 在实际生产中, 我们可以依据现场情况采取相应的安全措施。
(1) 尽量避免密闭管道受太阳直射, 保持通风良好。
(2) 停输或者检维修时, 在条件允许的情况下, 尽可能的排空密闭管道空间的原油 (特别是轻质原油) , 若排空后仍出现压力上升的情况, 考虑前后阀门是否失效, 进行切断处理。
(3) 操作人员应密切监控密闭管道的压力波动, 及时进行泄压, 参考HG/T 20570-95进行安全阀计算, 对于充满原油的管道, 当进出口阀门全部关闭时, 泄放量可根据吸入的热量计算, 计算公式如下:
式中:V为体积泄放流量, m3/h;B为原油平均体积膨胀系数, 1/℃;H为管道每小时的吸热量, k J/h;G1为原油密度, kg/m3;CP为定压比热, k J/ (kg℃) 。
(4) 工艺设计上出现密闭管道空间时需进行失效评估分析, 如有必要, 加装安全泄压阀。
参考文献
[1]朱彤, 严磊, 等.燃气管道温度场的分析与计算[J].煤气与热力, 2004, 24 (1) :5-8.
[2]冯肇瑞, 杨有启.化工安全技术手册[M].化学工业出版社, 1993:347-355.
原油管道胶质沥青质研究现状 篇7
石油沥青质不是一种具有明确地质意义的物质, 也不是按化学性质或结构划分的一种化合物, 而是一类杂散的, 无规则的有机地质大分子, 一般是指石油中不溶于正戊烷或正庚烷而可溶于苯或甲苯的一类特定组分。关于沥青质及石油中其他重质组分沉淀引起产生问题的报道始于二十世纪初。上个世纪六七十年代, 国外许多大石油公司开始重视并开展看这方面的研究工作。在石油开采及运输过程中, 沥青质等重组分的沉淀既可以发生于油藏构造及井筒中, 又可以发生于分离器、油泵、管线及换热器、油管等设备中, 程度轻的使生产操作困难, 严重的可使油井报废, 甚至使油藏受到永久性破坏。如果沉淀发生在油藏中, 析出的沥青质往往被岩石的表面吸附, 改变岩石的湿润性。井眼附近的沥青质沉淀可以造成底层喉咙的堵塞。
大多数文献趋于一致观点, 认为压力、温度和组成的变化会引起沥青的沉积, 压力和温度的变化是沥青沉积的外因, 组成的变化是沥青质沉积的内因。它们的影响主要体现在原油对沥青质的溶解能力的变化上;若组成不变, 压力温度增加, 原油对沥青质的溶解能力增加, 沥青不易沉降, 反之亦然;组成的变化也会引起沥青质的沉积, 轻烃含量多, 轻烃与原油中的沥青质“不相容”, 原油的沥青质的溶解能力变差。对沥青质的沉积机理还在进一步研究中, 本文对沥青质产生机理已取得的研究进展加以综述。[1,2,3,4,5,6,7,8,9]
2 沥青质的化学结构模型[1]
目前一般认为, 石油中的沥青质的基本结构是以多个芳香环组成的稠合芳香环系为核心, 周围连接有若干的环烷环, 芳香环和环烷环上都还带有若干个长度不一的正构烷基侧链, 其中还含有各种含硫、氮、氧的基团, 同时还含络合钒、铁等金属。这种以一个稠合的芳香环系为核心的结构是组成胶质或沥青质的基本单元。大量研究表明, 沥青质由若干个这类单元结构组成, 以缔合状态存在, 渣油及其沥青质的分子量都随测定所用溶剂的极性的不同而变化, 在弱极性有机溶剂中所测得的分子量较大。其基本结构单元模型如图1所示。
3 沥青质的沉积机理[2]
沥青质是复杂结构和性质的分子混合物, 当油藏条件发生变化时, 沥青质将以固体的形式沉积下来。换言之, 沥青沉淀的形成是原由和排驱剂组成及油藏温度和压力的函数。
在溶液中, 沥青质是由大分子树脂和芳香分子稳定的。考虑到石油的稳定性, 三个拟组份:油、树脂、沥青质三者之间的平衡是不可缺少的。树脂部分负责保持沥青质的胶态悬浮 (Pfeiffer和Seal强调) , 树脂通过极性芳香沥青质和非极性脂肪油起过渡作用使沥青质溶胶化, 因此而防止了沥青质的絮凝和物质沉积。当液体中树脂的化学势降低到某一值, 胶态沥青颗粒不再被树脂包裹而裸露于溶液中, 沥青质颗粒絮凝并沉积, 沉积过程如图2所示。
另一方面, 也可从溶解度参数来理解沥青质的沉积机理。溶解度参数被定义为:溶液内部分子施加的内压或内聚能密度的大小。
溶解度参数是一单位分子的特征值。当拥有两种显著不同分子的液体混合在一起时, 由于具有较高内压 (溶解度参数较高) 的液体施加的内压, 把具有较低内压 (溶解度参数较低) 的分子从基质溶液中“挤出”, 导致两液体不混相。若两物质的溶解度参数接近, 二者很可能互溶混相。
对于液体来说, 温度将影响蒸发内能和内聚能密度。当温度降低时, 这些性质的变化会导致原油溶解度参数的增加, 图中符号“■”和“□”分别表示温度为54.4℃和120℃时, 不同压力下油的溶解度参数。低分子量烷烃拥有较低的溶解度参数, 如果大量的低分子量碳氢化合物被溶解到液相中, 液相的溶解度参数会降低, 并且可能形成沉积。所以大量的溶剂气体注入到新鲜原油, 原油的溶解度参数会进一步降低, 从而产生固相沉积 (如沥青和石蜡) 。
4 确定沥青质沉淀点的试验方法[3,4]
沥青质沉淀点的确定方法和相应的实验技术, 在近20年中有很大发展。以下是一些有代表性的实验确定方法。
4.1 超声波法
用超声波监测体系中粒度分布的变化。在实验过程中, 将体系的粒度分布与沉淀剂浓度的关系绘成曲线, 曲线的突变点即可认为是沥青质沉淀发生的起始点。该方法主要优点为:对体系进行在线测量, 对被测体系无破坏性;不受油品种类的影响;测量性质有明确的物理意义, 结果可信度高;不仅可确定沉淀的其实点, 还可以用于沥青质沉淀抑制剂的研究。
4.2 电导率法
该方法试验中, 电导率曲线的转折点被定义为沥青质的沉淀点。但MacMallan等人将包括该方法在内的几种测量方法结合进同一套实验装置, 在高压下进行操作, 比较了几种方法的实验结果, 发现出现沥青质沉淀是电导率的变化并不明显。
5 沥青质的聚集和沉积模型[5,6]
沥青质沉淀的过程是可逆的热力学过程, 沉淀的沥青质聚集并形成大颗粒的过程可能是可逆的、不可逆的或部分可逆的。沉淀的沥青质小微颗粒悬浮于液相中, 聚集的大颗粒随着液相流动, 或沉积到多孔介质、井筒、管道等接触面上。
5.1 聚集模型
设从溶液中沉淀出的沥青质颗粒为1S, 由小的沥青质颗粒1S聚集形成的大颗粒为S2, 这一反应过程为:S1←S2, 其中大颗粒S2的生成速率
S2溶解于溶液的过程是先转化成S1, S1再通过热力学平衡溶解于溶液中。当k21=0时, 反应为不可逆过程, S2将不再溶解于溶液中;当k21�k12时, S2沉淀过程是可逆的, 但是其溶解的过程需要是时间远大于沉淀时间。上述化学反应表明了沥青质沉淀的不可逆过程和沥青质沉淀重新溶解的延时性。
5.2 沉积模型
沥青质的沉积速率与主要沉积物理过程有关, 该模型假设只有S2发生沉积, 小的沥青质颗粒S1悬浮于油相中, 随油流一起流动。发生化学反应而生成的大颗粒S2沉积在油藏岩石表面上, 沉积速率方程为:
该模型为油藏条件下的沥青质聚集、沉积模型, 描述管道输送条件下的沥青质聚集、沉积模型有待进一步深入研究。
6 展望
对胶质沥青质产生机理的研究方法很多, 并且在逐渐丰富。它的本质决定了对其研究的困难性和复杂性。但是可以相信, 在前人的工作基础上, 更新, 更合理的研究方法会不断出现。
摘要：胶质沥青质及石油中的其他重质组分的沉淀会对石油生产与加工造成诸多损害。本文对胶质沥青质的化学结构、聚集和沉积机理、沉淀点和实验方法, 吸附的机理和模型等问题的研究进展进行了综述。
关键词：胶质,沥青质,机理
参考文献
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关于原油管道输送技术的研究 篇8
关键词：油气管道,输送技术,机理,原油流动性
原油是国家重要的战略物资和宝贵能源。原油管道运输业在我国以及世界的经济发展中都发挥着极其重要的作用, 因此原油管道的输送安全和输送技术是管道工作者必须要研究解决的一个重要问题。
1 原油输送管道的介质流动机理
当液体在管道中流动的时候, 由于液体分子之间和液体分子与管壁之间发生相对运动, 就会出现流动阻力。与管道壁面接触的流体分子在管壁摩擦阻力下速度急剧下降, 由于流体分子间的相对运动致使管道的液体输送变成剪切流动。随着流体与管壁的距离的增加, 所产生的流速也会逐步加大, 因此流体本身的物理性质和管道内壁的光滑度是决定输油量大小的主要因素。因此改善原油管道的输送性能和原油本身的性质就能达到减阻增输的目的。我国的原油多为“高凝固点、高含蜡、高胶质沥青质”的“三高”原油, 其特点是流动性能差, 往往是需要加温加压输送。
2 油气管道输送的技术
2.1 加热输送工艺
对于“高凝固点、高含蜡、高胶质沥青质”的“三高”原油来说, 一般采用加剂加热加压的输油工艺, 在输送过程中通过对油温的提高来降低原油的凝固点和粘度, 减小管道在输送时所产生的摩擦阻力;同时将油流的温度保持在高于原油凝点3—5℃以上, 这样能够有效地防止凝管事故的发生。在油气管道沿线处可以设置加热站, 利用管道防腐保温和埋地保温的方式来减小轴向温降, 避免原油的粘度增大而造成管道摩擦阻力的增加。对于加热输送工艺来说, 加热原油所需要的燃料费用以及输油泵送原油时所需要的电力费用之和是评价该工艺的重要指标。在优化技术中, 可采用“先炉后泵”的工艺流程, 提高输油泵的运行效率, 降低动力费用。对加热炉的结构进行改造有效地利用余热来提高热效率。在输油设备上采用热媒炉、热管加热炉以及节能型输油泵等这些高效设备, 来减少油电方面的消耗和降低输油的成本。
2.2 改质输送
所谓的改质就是将原油进行脱蜡、热裂化、脱沥青以及加氢裂化等一系列的炼制加工来改变原有的化学成分, 改善其流动性, 并且能够将轻馏分油的含量提高, 加强油气长输管道的操作弹性。通过改质后生成的轻质油不仅使组分稀释, 同时还能因为分子量的变小使蒸气压变大, 增大管道的输送量。对于高含蜡原油来说, 更加适合于脱蜡法, 将原来的高含蜡原油与脱蜡后原油进行混合能够实现低温输送。由于这种方法需要安装一套加工的装置, 成本花费上比较高, 但是其前景还是比较被看好的。
2.3 加剂输送
加剂输送就是利用添加化学剂对原油的流动性进行有效地改善, 在加剂输送中, 对于长输管道来说, 剪切对原油流动性的积累影响非常显著, 利用对管道输送的剪切以及热力条件进行模拟以后, 能够有效地掌握和控制获得添加剂的原油的流动性变化, 其中我国的魏—荆输油管道就是采用加热加剂的方式来进行输送的。对于原油的凝点降低可以采用添加降凝剂, 在原油进行改性以后, 所含的析蜡温度保持不变, 所以在输油管道运行温度降低的时候, 便会有更多的胶质、蜡以及沥青质析出, 将凝油或者其他的杂物一起粘附在输管道的内壁上, 不仅降低了传热的系数, 同时又减少了管道的输送截面, 与低输量管道的运行的要求正好符合, 对于原油的流速的提高以及散热的减少损失十分有利。相对于大输量的管道, 流通面积的减少就会造成流动阻力的增加, 需要进行定时清管。在工业运用的时候, 含蜡原油对于降凝剂的选择非常的严格, 在选择的时候可以通过对不同的两种或者是多种降凝剂进行复配, 从而扩大它的使用范围, 达到更好的降凝效果。同时还可以使用降粘剂、减阻剂、乳化剂以及稀释剂来对于原油的输送技术进行改善。
2.4 天然气的饱和输送
天然气饱和输送是针对于油田在较高压力下进行的油气分离, 通过使天然气当中的一部分溶解在原油中, 来降低原油中的粘度以及减少管输摩阻的一种方法, 为了避免将天然气从原油中分离出来, 在管道输送的过程中要将输油管道、设备的压力与分离压力相等或者高于分离压力。通过在实践中发现, 在等温输送高粘原油的时候采用这种方法更加地有效。
2.5 轻质原油稀释输送
轻质原油稀释的输送技术的主要原理就是按照稠油和轻质油的配比进行稀释输送, 通过在原油加入适当的轻质油作为稀释剂, 使原油的粘度降低下降, 摩阻减小, 流动性增加, 从而可以达到降粘增输的目的, 当稀释的比例和混合的温度在选择得当的时候就可以有效地提高输油量, 达不到减阻增输的效果。目前该技术也已在我国输油管道中得到广泛的应用。
对于油气管道的输送性能的技术还有很多, 比如液体弹性波输送、低粘液环输送、旋流输送、磁性液体粘性减阻输送、避免振动减阻输送、仿生非光滑表面减阻输送以及物理场处理输送等等方法都为管道在清蜡、防垢以及减阻增输提供了更多的新工艺, 对管道流体的输送以及控制, 都是非常重要的。
3 结束语
对于我国目前油气管道的建设而言, 还有很多地方需要进行改进, 同时怎样才能使我国的输油技术达到一个更高的水平, 对于油气工业来说也是一个巨大的挑战, 不仅仅在设备上要进行优化, 同时对于输送技术上还要进行不断地创新, 从每一个细小的环节着手, 加强我国油气工业的建设, 推进经济和社会的向前发展。
参考文献
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原油集输管道失效泄漏与风险防控 篇9
集输管道运行现状
我国原油集输管道多敷设于地表之下,占地面积小,输送液量大,可以缩短运输距离,降低道路拉运风险;同时选择地埋管道,受制地形限制和恶劣气候影响小,可实现密闭不间断传输,降低能源损耗,减轻环境污染,易于实现远程集中监控,提高劳动生产率。
原油集输管道通常可以分为集油管道和输油管道两种类型,从采油井场至集中处理站(或联合站)的收集流程中的管道为集油管道,内多含油、气、水、砂等物质,包括含有微量硫化氢(H2S)、二氧化碳(CO2)、高矿化度水、溶解氧、细菌等多种腐蚀因素,属于多相混输形式,服役条件苛刻,管道腐蚀严重。加之部分油田进入中后期开发,综合含水上升,使管道腐蚀老化加剧,泄漏率增高;由集中处理站(或联合站)至输油首站、油库等的输送流程中的管道称之为输油管道,因油藏采出的原油经过加温、分离、沉降、稳定等地面处理工艺,管道内介质变为净化原油,基本属于单相外输,管道内壁腐蚀相对较小,多因管道外部土壤酸碱环境程度不同,造成外防腐层逐年质变老化,通过点蚀等形式向内蚕食管壁,造成泄漏失效。
失效泄漏分析
与发达国家相比,我国油气管道完整性管理仍有差距,据不完全统计,自1995年以来,国内发生各类管道事故1 000多起。另据国内公开信息显示,我国油气管道事故率平均3次/1 000 km/a,远高于美国的0.5次/1 000 km/a和欧洲的0.25次/1 000 km/a,事故率分别是美国的6倍、欧洲的12倍。重视国内油气管道完整性管理的同时,更应强化对管道失效泄漏原因的分析,并开展针对性的防控措施和技术应用。在管道泄漏分析与试验基础上,一些专家给出了管道可能的失效模式,见表1。
管道失效形式多样,引起的事故主要表现为管道介质泄漏,及造成的次生影响,这严重制约着管道集输安全,管道失效原因可归纳为2种,即外部损伤失效泄漏和本体缺陷失效泄漏。
外部损伤失效泄漏
局部山体滑坡、塌方、雨水冲刷、河流改道、水土流失或黄土自然沉陷等自然外因造成管道错断或破裂,多发生在雨天、季节变换时节;第三方破坏多是在无明显标志的管道附近取土、挖掘、基建等施工造成的机械破坏及不法分子利用工具在管道上打眼或打眼装卡盗取原油,致使管道破漏;岗位人员因技能素质、应变能力、责任心等差异导致的误操作,也能引起管道运行失控,甚至发生泄漏。这3种原因造成的管道泄漏均呈随机性、不确定性、瞬时性特点,属管道外部失效因素,发生概率相对较小。
本体缺陷失效泄漏
管道工业史大量数据表明,管道同其他事物一样,失效泄漏事件概率发生也遵循“浴盆效应”曲线规律。
“浴盆效应”事故概率曲线表明,管道整个生命周期内都有可能发生事故。管道在运行第一阶段即早期失效(初生期)和第三阶段即晚期失效(衰老期)事故发生概率较高,运行第二阶段即偶然失效(稳定期)内事故发生概率较低。管道投运早期因材质、防腐、焊口等方面可能存在未被检查发现的缺陷或试运行过程中可能出现有损坏,随着时间的延续,管道持续运行,失效率逐渐降低。稳定期内,由于管道周围环境趋于稳定,运行初期造成事故的管道缺陷得以修补,事故率比早期显著减少,管道处于平稳运行期,这一阶段影响事故率的主要因素是外力破坏或操作失误等。进入衰老期,因腐蚀磨损等,管道趋于老化,事故率快速上升,失效泄漏易发多发。内外腐蚀引起的管道本体强度、结构等发生变化,由此导致的油气泄漏是在役管道常见的失效形式,特别是在原油净化处理前、集油多相混输的管道易腐蚀,泄漏风险较高。
完整性管理与风险防控
完整性管理发展历程
20世纪60年代末,国外管道工程中开始在役管道检测和剩余强度评价。20世纪90年代,欧美等发达国家提出了管道适用性评价和风险评价等概念,并逐步形成有关标准和规范。2001年,美国石油学会(API)和美国机械工程协会(ASME)提出了管道完整性管理概念,并分别颁布了API STD 1160—2001《危险液体管道的管理系统完整性》(Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines)和ASME B31.8S-2001《输气管道系统完整性管理》(Managing System Integrity of Gas Pipelines)等有关标准和规范。2001年陕京线提出了完整性管理,并首家在国内实施管道完整性管理试点,随后中国石油开始全面推广实施管道完整性管理,并建成完整性管理体系和信息化系统。2015年10月15日,国家质检总局、国家标准委正式发布了国内首部国家标准GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》。管道完整性已成为油气集输领域研究的热点,通过开展管道完整性管理,在风险评估诊断的基础上,采取预防和监测技术,可以显著降低管道事故率,最大程度避免突发险情下的管道维修维护,保障安全运行,实现降本增效的目的。
风险防控技术应用
根据事故发生规律及管道失效泄漏分析,管道风险防控可从事前源头风险防范、运行中风险控制与预警、事后管道评估与持续改进3方面入手,部署针对性的技术和安全措施。具体如下:
1.立足源头防范,做好事前预防技术和措施
建立完善的管材验收与施工质量评价体系。石油管道材质一般选择无缝钢管,近年来,根据腐蚀机理研究,国内出现了柔性复合管代替无缝钢管试点并局部应用,但因使用时间短,尚需使用效果综合评估,因此当前石油管道仍是以无缝钢管为主。管道材质引进的质量优劣,直接关系到管道能否安全运行,应作为管道事前预防的关键。管道物资采购前可结合应用区域内土壤土质、管输压力需求、传输介质特性等指标,细化物资采购技术参数,合理设置招标条件,避免一味追求低价选商。严格物资检验抽检机制,尝试建立管材检验结果终身负责制和责任追究制,确保入库物资质量达标。加强管道防腐,管材防腐性能要与传输介质化学特性、路由区域内土壤酸碱度、施工埋设技术方案等相符合,选择优质材料,进行管道壁内、外涂层防腐,加装穿管“黄夹克”(油田行业专用语,指石油管外层防腐保温材料)。管道施工期间,严格落实管道埋深等技术要求,强化工程监理与质检验收工序,层层把关,高标准施工,完善施工质量保证机制,将隐患扼杀在萌芽状态。
2.基于风险预警,突出管道运行过程风险控制
一是应用管道运行过程检测监测技术。目前,国内外管道失效泄漏控制常见的技术有负压波法、音波法、压力点分析法、超声导波法、声发射技术法、光纤泄漏检测法等,各种检测方法在管道泄漏检测应用中作用表现不同,优缺点也明显。单一的检测方法很难满足现场不同管道工况条件的需要,对各种方法需要做适当的权衡和取舍,在具体应用中可综合比较、评估,选择适合管道现状的泄漏检测技术,确定最优管道泄漏检测解决方案。长庆油田在数字化油田建设的基础上,依托SCADA(Supervisory Control and Data Acquisition,数据采集与监视控制系统)平台,建立了安全环保预警系统,将原油长输管道运行纳入常态监测,通过对管输压力、流量等在线监测,系统分析,基本实现了管线泄漏报警,同时诊断提供泄漏点大致位置,降低了长输管道泄漏造成的危害。
二是实施管道检验试验技术措施。输油管道建设标准较高,且输送介质为净化原油等因素,失效泄漏率相对较低,但因属于骨干管网,管输液量大,一旦发生泄漏等事故,后果严重,应坚持规范开展管道检测检验。可组建内部检测检验团队或聘请第三方检测检验技术服务机构,开展管道壁厚等腐蚀情况检验,根据检测结果评估管道安全运行状况,及时处置维护薄弱环节,提高管道安全可靠性。集油管道里程大、管网复杂,输送介质相对腐蚀性高,常规管道壁厚检测检验开展难度大,可通过对集油管道停输,使用清水充盈替换管道中的原油,采取略高于管道的运行压力(一般选取1.2~1.5倍的管道运行压力值),利用清水进行管道试压,根据站间压差等变化,组织巡视定位管道薄弱破漏段位置信息,采取针对性防范措施对破漏管线进行维修或更换,实现预知管道承压能力,预判管道运行风险,预先选择更新维护,从而预先防范油气泄漏。
3.抓好失效分析,开展管道评估与管理持续改进
管道泄漏事故事件发生后,应在调查研究的基础上,重点做好对失效管段原因分析,查清造成泄漏的直接原因和管理原因。对于因外部损伤致使的泄漏,可从完善管道标志、健全操作规程、降低地质影响等方面入手,加强管道周边基础设施配套与建设,提升管理水平。对于管道本体缺陷导致的泄漏,首先应做好管段腐蚀机理研究,分析化学腐蚀、电化学腐蚀、细菌腐蚀、杂散电流腐蚀的可能性,找准腐蚀原因,研究制定针对性的改进措施,如变更管道涂层保护材料,改善阴极保护措施,调整建构物杂散电流防护设施。另外,还应对金属管材进行金相研究,确定管材中碳、金属元素含量占比,分析金属活性,试验屈服强度,继而修正采购技术参数,引进更加合理的金属管材。
结论
