油田站场完整性管理技术探析

油气田站场完整性管理技术目前还处于探索研究阶段,但是作为一种在长输管道和站场应用取得良好效果的安全管理理念和技术,已经受到了广泛重视。针对油田站场处理介质复杂多样、同一类别站场处理设备和运行参数差异大、无法停产检修的特点,从管理流程、站场分类分级、风险识别与评价等方面提出了油田站场完整性管理的工作思路,并从失效数据管理、现有管理机制与完整性管理的融合、风险检测等方面分析油田站场完整性管理面临的主要挑战,根据目前的站场完整性管理技术的适应性,给出基于风险的检测(RBI)、以可靠性为中心的维护(RCM),以及安全完整性分级(SIL)的实施流程和应用对象。     

油气田管道完整性管理研究与实践

为保障油气田管道和站场在全生命周期的安全稳定运行,杜绝各类失效事故的发生,中石油上游业务加强了油气田管道和站场的管理,率先启动了油气田管道完整性管理工作。针对油气田管道特点,研发了油气田管道完整性管理体系,该体系以分类管理为基础,风险管理为核心,区域管理为手段,日常管理为支撑,采用数据采集、高后果区识别和风险评价、检测评价、维修维护、效能评价五步流程循环提高完整性管理水平。2015—2018年,以试点工程为载体,配套开展科研攻关,逐步扩大完整性管理应用范围,将"事后被动维修"转变为"基于风险的完整性管理"理念,最终实现提升管道本质安全、降低更新改造费用、提高管理水平的目标。     

输油气站场完整性管理与关键技术应用研究

输油气场站完整性管理目前仍然处于探索研究阶段,其目的是针对不断变化的场站设备设施及运营中面临的风险因素进行识别和技术评价,制订相应的风险控制对策,不断改善识别到的不利影响因素,从而将站场运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围内。为此,提出了一套系统、综合的油气站场完整性管理技术方法,重点建立了站场完整性管理框架和流程,阐述了场站风险管理技术（RBI、RCM、SIL）的应用范围,引进并开发了多项场站完整性管理关键技术,包括场站数据库管理技术、后果评估技术、站场内外腐蚀控制技术、站场压缩机故障诊断评估技术、站场管线超声导波检测技术和储气库井的完整性评价方法等,完善了场站完整性管理技术支撑体系,开发了场站风险评估软件（功能分为4个部分：具体设备风险评估、场站数据评估、个体设备风险评估、基本数据分析）,并已在陕京天然气管道所属站场全面推广应用。该技术的推广应用,对于站场完整性管理技术的发展,持续改进、减少和预防站场事故发生,经济合理地保证油气设施安全运行具有重要意义。     

油气田管道及站场完整性管理体系构建及融合方法

为了保证油气田管道及站场完整性管理工作的顺利实施,围绕数据采集、高后果区识别及风险评价、检测评价、失效分析等方面梳理出完整性管理的配套技术体系;采用总则、程序文件、作业文件的3层框架结构,分别构建管道和站场完整性管理体系文件;按照"合并同类要素,保留差异要素"的方法和"手册引领,制度指导,规范实施",开展与公司管理体系的融合。以此形成全生命周期的油气田管道及站场完整性管理体系,完成与公司管理体系的完美融合,减少了体系运行的冗余,有利于油气田管道及站场完整性管理的质量提升和持续推进。     

浅谈油气田管道完整性管理做法

针对油气田管道的特点和存在的运行风险,中国石油天然气股份有限公司率先在油气田开展了管道完整性管理工作。制定了油气田管道完整性管理"五步法"工作流程——数据采集、高后果区识别和风险评价、检测评价、维修维护、效能评价,提出了以分类分级管理为基础、风险管理为核心、区域管理为手段、日常维护管理为支撑的油气田管道完整性管理做法。通过近几年试点运作,取得良好效果。今后,需要不断探索和完善油气田管道完整性管理理论和技术方法,使完整性管理工作成为提升油气田管道本质安全的重要手段。     

3D GIS技术在管道完整性管理中的应用

利用3D GIS技术构建管道完整性管理的基础平台,可为油气管道完整性管理决策奠定可视化基础。为此,首先介绍了国内外运用于数字管道的3D GIS技术发展动态,包括通用GIS平台产品、三维设计产品及实时视景驱动软件,并进行了相应的优缺点对比,从信息安全的角度分析了自主3D GIS产品对于油气储运安全保障的重要意义,具体阐述了具有自主知识产权的专业管道3D GIS平台（睿 PIPE）的设计理念、组成架构和功能特点。然后结合自主3D GIS平台在中国石化川气东送输气管道完整性管理中的应用案例,介绍了该平台在完整性基础数据管理、站场可视化管理、生产管理动态可视化监控与报警联动、管道完整性评价结果展现以及安全应急管理等方面的功能和特点,总结了自主3D GIS对战略油气管道完整性管理产生的技术提升效果,基于同一个平台实现了统一资讯整合、调度指挥、资源配备、风险控制、应急救援,提升了管理水平和工作效率,并为管道完整性评价积累了海量数据资料,为后续管道建设优化管理、节约工程建设成本积累了宝贵经验。最后从大数据应用、物联网应用等角度,展望了3D GIS平台在油气储运领域的广阔应用前景。     

输气管道地区等级升级后定量风险评价技术

随着经济的快速发展,很多在役输气管道由设计初期的一级、二级地区升级为三级、四级地区,风险水平大幅增加。根据输气管道的风险特点,建立了一套完整的风险评价流程,引入模糊语言对美国PHMSA的失效数据进行量化修正,基于Stephens模型计算热辐射造成的人员伤亡,并根据ALARP原则确定个人及社会风险的可接受准则。实际应用结果表明,该评价方法可以实现升级后管道的定量风险评价,量化结果更符合当地输气管道实际工况,针对实例可采取清除占压、盖板防护和防腐层修复等风险减缓措施,研究结果可为管道完整性及公共安全管理提供理论依据和实际参考。     

中国石油西南油气田公司管道完整性管理研究与实践

管道完整性管理可将风险控制在合理、可接受的范围内,预防和减少管道事故的发生,经济合理地保证管道安全运行。“十一五”期间,中国石油西南油气田公司针对其长输和集输天然气管道场站的特点,按照管道系统完整性管理的理念和要求,在管道及场站管理系统、适用于不同介质工况的管道风险评价技术、管道完整性检测技术、管道完整性评价技术、管道维修与维护技术、场站完整性管理配套技术等方面,形成了一系列研究成果,建立和完善了西南油气田公司管道完整性管理的技术体系、管理体系和实施模式,显著提高了该公司管道完整性管理水平。这些研究成果和应用经验不但为西南油气田公司提高管理水平、确保管道场站安全运行提供了技术保障,也为其他油气田公司推广应用管道完整性管理提供了借鉴。     

油气站场工艺管道完整性管理

油气站场工艺管道完整性管理主要是指系统一直都在可控制的范围内,面对不同的问题,管理人员都可以及时采取相应的措施进行防止。完整性管理,就是要不断的识别管道施工中存在的风险,并且制定出应对方案。本文对油气站场工艺管道完整性管理进行了分析。     

输气管道不同失效模式下的高后果区半径确定方法

失效管道的高后果区识别是管道完整性管理的重要内容之一,其主要目的是对管道运行的风险水平做出科学评价,并在此基础上采取有效的降低风险措施。管道失效后果严重度评价对管道完整性管理有着重要意义。从川渝输气管网的主要失效模式出发,建立了不同失效模式下输气管道的高后果区半径划分办法,并对部分检测管线进行了高后果区识别。此项研究工作对科学地制定管道维护方案具有重要的意义。     

基于简化拓扑结构的陕京天然气管网供气可靠性分析

为了定量分析结合了拓扑结构与水力计算的天然气管网的供气可靠性,以陕京天然气管网为分析对象,提出了一种通用的天然气长输管网系统供气可靠性评估方法。首先从上述天然气管网的拓扑结构入手,将站场与天然气管段视为网络结构的结点与链路单元,对系统进行了简化,建立了天然气管网系统的拓扑结构模型;然后通过设备失效数据库确定了系统各单元的事故率分布,耦合基于故障率分布的蒙特卡洛模拟生成了天然气管网的拓扑结构;最后再结合水力计算得到一定拓扑结构下陕京天然气管网的供气能力。结果表明:①无论是用气高月还是用气低月,该管网都保持了很高的供气可靠性;②陕京一、二、三线3条天然气管道构成了具有一定拓扑结构的供气网络,增加了系统的鲁棒性,从拓扑结构层面也提高了供气的可靠性。结论认为,该项研究成果给出了天然气管网供气可靠性的定量计算方法,为天然气管网供气可靠性分析提供了技术支持。     

应用API 581对输气站场进行定量风险评价

目前专门针对输气站场的风险评价方法还不多，现有的手段也只是根据国家法律法规得出定性的评价结果，然后按照评价结果对照得出整改方案。为此，对输气站场的定量风险评价工作提出了一套新方法，得到了定量的和更加客观的风险排序，为管道站场的完整性管理工作提供了有力的支持；并以陕京输气管道榆林压气站为例，应用美国石油学会标准API 581（基于风险检测的基本源文件）对站内设施进行了风险评价，计算了站内设备和管线的失效后果、失效概率，得到了定量风险值，进而分析了风险值产生差异的原因。最后，针对我国输气管道风险评估工作提出了看法和建议。     

超声波壁厚在线监测系统在高酸气田的应用

油气集输管道长期服役于复杂、恶劣的环境,腐蚀导致的壁厚减薄现象日趋严重,已威胁到油气场站的生产安全。普光气田是国内最大的海相整装气田,H2S体积分数平均达到15%,CO2体积分数平均达到9%,具有“三高一深”的特点,集气站集输管道采用湿气混输工艺,输送介质对集输管道具有较强的腐蚀性。为确保集输管道安全运行,在管道重点部位安装超声波壁厚在线监测系统。该系统采用回波-回波测量方式进行壁厚检测,传感器通过超声波探头定期采集管道壁厚数据,并通过无线通信模块将数据传输至云端显示,实现管道壁厚的实时在线监测。现场应用表明,该系统监测数据准确率达到99%以上,故障率低,为管道的防腐提供了重要的基础数据。     

长输管道建设管理创新的实践与探索——以川气东送川东北—川西输气联络线中段工程为例

针对长输管道建设施工管理存在的主要问题,在川气东送川东北-川西输气联络线中段工程进行了施工管理创新的实践与探索,形成了青苗赔偿协调乙方负责法、投资控制风险包断法与工程量变更签证图纸对比法、分包管理相关工程捆绑法、质量安全特别禁令法等创新性管理办法,取得了施工进度领先、管理费用大幅降低的良好效果。     

西气东输工程新技术应用

西气东输管道工程是中国目前距离最长、管径最大、输气量最大、压力最高、施工条件最复杂、投资最高的天然气管道,工程以其宏大的建设规模而举世瞩目。文章从线路选择、管道材质、输送工艺设计、压缩机增压系统、大型穿跨越施工技术、自动焊接及检测技术、试压及干燥技术、计量系统及分析检测系统、调峰方案、数据监控及信息管理系统等十个方面,归纳总结了西气东输管道工程中所采用的先进技术。这一系列先进技术和手段的应用,使我国大型输气管道的设计、施工和管理水平有了质的飞跃,也为管道工程的设计、施工和建设积累了宝贵而丰富的经验。     

中俄东线天然气管道天然气质量分析与计量技术

天然气质量涉及在输送和使用过程中与安全卫生、环境保护以及经济利益相关指标的要求，而天然气计量则直接与购销双方天然气气量结算的金额有关。因此，天然气的质量分析和流量计量在天然气工业中具有重要的作用和意义。在跨国管道天然气贸易交接中，购销双方除了关注天然气价格以外，还会重点围绕天然气质量分析和流量计量开展技术谈判。为此，分析了中俄东线天然气管道技术谈判过程中所关注的天然气质量分析与流量计量技术问题，并从采用的方法标准、气质检测项目及其指标、流量计和辅助设施配置及其指标、取样口设置、在线分析仪器配置和分析及计量结果溯源性等关键技术方面进行了归纳和总结。研究结果表明：①明确了天然气质量分析与流量计量采标原则，使得在确定计量协议中的具体技术内容时有标可依；②确定了天然气质量分析中涉及的检测项目及其指标、取样口的设置、在线分析设备的配置、分析结果溯源性和保证措施，确保了其结果的准确性与可靠性； ③确定了计量系统指标要求、计量管路布置、流量计量溯源性和保证措施，确保了天然气流量计量结果的准确性与可靠性。结论认为，该研究成果可以为未来我国跨国管道天然气计量站及国内大型天然气贸易交接计量站的建设和管理提供经验和借鉴。     

大型城市天然气管网建设特点探讨

为了研究大型城市天然气管网规划建设的特点,详细介绍了上海市在天然气利用及在城市天然气管网规划建设方面的现状及经验。上海市作为全国特大城市之一,随着＂西气东输＂、＂川气东送＂、＂东海天然气（平湖）＂管道及LNG接收站的建设,天然气供应多元化局面已基本形成。天然气管网建设及规划具有明显特色。通过上海市天然气管网建设及规划的思路,总结和探讨上海市天然气管网规划及建设的特点。提出大型城市在天然气管网规划建设中,应适当增加高压（超高压）干管、专用线及LNG接收站的建设,避免后期管道的重复性建设。     

在役输气管道及站场环境风险评价及环保符合性调查与研究

油气管道输送是一种既经济又便捷的运输方式,但它易于出现事故,引发灾难。一旦出现意外,对环境因素的影响比较大。文章根据我国西气东输管道情况,对其环境风险进行了分析评价,并根据实际调研情况,对沿线及其场站的环境保护与治理、风险防范提出了若干意见。     

长输管道检验中合于使用评价准则应用分析

基于相关标准规范要求和企业实际做法探讨了合于使用评价准则在长输管道全面检验应用中存在的落实难问题,对国外油气管道缺陷评估方法进行研究,指出合于使用评价过程是基于断裂力学知识对管道本体进行的力学计算,长输管道定期检验周期应该依据全面检验结果进行判定,合于使用评价不应作为定期检验的强制检验类别,应参照TSG D7003-2010《压力管道定期检验规则--长输(油气)管道》模式,将合于使用评价准则作为全面检验发现严重缺陷时进行缺陷评定的判别方式。