油气管道清管、试压及干燥技术规定

油气管道检测技术的现状和发展趋势

油气管道检测技术的现状和发展趋势 摘要：管道作为大量输送石油、气体等能源的安全经济的运输手段在世界各地得到了广泛应用。同时，管道的维护管理，防止泄漏，保证管道安全运行已成为重要课题。本文主要介绍了油气管道检测技术的现状和发展趋势，对我国油气管道检测技术的发展提供了建议。 关键词油气管道检测技术现状发展趋势 引言 管道作为气体、石油等介质的长距离输送设施，被敷设于世界各地陆地、海洋等各种环境之中。安全是管道运行最基本的条件，因而，在进行管道规划、设计、施工、操作及维护的各个阶段，都要根据相应的法规采取安全措施，尤为重视对泄漏事故的早期发现及防止漏泄扩散。然而，即使管道在敷设、运行时达到设计质量标准，管道的老化仍是不可避免的。在管道工业发达的美国，目前运行的管道有50%以上是建于50年代、60年代，作为预防管道事故的措施，法律规定要定期检查管道全线的腐蚀状况。据美国对管道泄漏事故源的统计，第三者施工占第一位，腐蚀泄漏居第二位。 在我国要求大范围地定期检查管道腐蚀及其它状况，并用智能清管器对老管道进行检查，采取措施防止事故于未然。除定期修理外，检查时间最好是在运行中。必要时为了便于检查和维修，需对设备进行改造。 1 管道检测概况 管道敷设网络涉及陆地、海洋，有的横穿大河、铁路和高速公路等。管道敷设环境及构造是影响检查诊断的重要因素。 一般对管道进行外部和内部检测，当从外部检测困难时，应采用内部检测法检测。管道的全线管理并不容易，现实中不得不根据观测范围的有关数据推测管道全线的状况。由于管内检查仪器，特别是检测清管器的实用化和检测结果可靠性的提高，使管道全域的在线检查成为可能。 2 主要的检测技术 2.1埋地管道位置检测技术 利用从地表面检测埋地管道位置的技术，把握地下油气管道的位置，防止建设施工时造成事故。 ①电磁感应法该法分为直接法和间接法。直接法是向埋地管道直接通交流

油气管道技术现状与发展趋势

油气管道技术现状与发展趋势 王功礼王莉 中国石油天然气股份有限公司规划总院 摘要 近几十年来，中国长输管道技术不断发展，水平逐渐提高。特别是高凝含腊原油的加热输送、原油热处理及加剂综合处理工艺、天然气管道的设计和施工技术已达到或接近国际先进水平。文章简要论述了国内外在原油、成品油、天然气输送管道方面的技术现状及发展趋势，结合国内外管道技术发展的实际情况和未来趋势，提出了我国油气管道行业应加强对油气输送工艺、油气储存技术、油气管道完整性评价及配套技术、油气管道运行管理、管道信息管理系统、管道施工技术6 个方面的研究。 关键词 世界范围原油天然气成品油管道设计技术发展趋势分析评价 世界能源需求的扩大和发展加速了世界长距离油气管道的建设步伐。据统计，2003 年全球正在建设和规划建设的油气管道总长约7.6万km；今后15 年内世界管道的长度将以每年7%的增长率增长，其中天然气管道的建设将占据主导地位。未来世界将新增东北亚、东南亚、南美洲3 大输气管网。 原油管道技术现状及发展趋势 1世界原油管道技术现状 目前原油管道普遍采用密闭输送工艺，出现了冷热原油顺序输送、原油/成品油顺序输送工艺；对高凝、高黏原油采用热处理和加剂处理工艺。降凝剂和减阻剂种类多、效果好、应用普遍；采用环保、高效、节能型管道设备，泵效达85%以上；多采用直接式加热炉，炉效超过90%；运用高度自动化的计算机仿真系统模拟管道运行和事故工况，进行泄漏检测，优化管道的调度管理；对现役管道进行完整性评价及管理。 例如：美国的全美管道是目前世界上最先进的一条热输原油管道，全长2 715 km，管径760 mm，全线采用计算机监控和管理系统（SCSS）。在控制中心的调度人员通过计算机可实现管道流量、压力及泵、炉、阀等设备的自动控制，仿真系统软件可完成泄漏检测、定位、设备优化配置、运行模拟等功能。 2世界原油管道技术发展趋势 目前，世界各国尤其是盛产含蜡黏性原油的大国，都在大力进行长距离管道常温输送工艺的试验研究。随着含蜡高黏原油开采量的增加以及原油开采向深海发展，各国都特别重视含蜡高黏原油输送及流动保障技术研究。挪威、法国、英国、美国等石油工业发达国家在含蜡高黏原油流变性及其机理、管道蜡沉积预测等方面达到很高水平，并将带来应用技术的新突破。

国外长输管道安全管理与技术综述(新版)

( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 国外长输管道安全管理与技术 综述(新版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process

国外长输管道安全管理与技术综述(新版) 油气长输管道具有管径大、运输距离长、压力高和输量大的特点，逐渐成为油气输送的主要途径。随着建设量的增大，老管线服役时间的增长，长输管道事故的增多，管道安全问题越来越受到人们的重视。本文对国外近几年的长输管线安全方面的一些做法作了综述与分析，针对我国的情况提出几点建议。 1国家立法方面 西方国家对长输管道的安全问题非常重视，美国、加拿大、英国等国家的管道公司都开始讨论管道完整性管理问题。美国早在30年前为严防管道破坏就颁布了《管道安全法》，2002年11月又通过了《管道安全改进法》；管道安全局（OPSO）也新颁布了《天然气管道完整性管理条例》，2003年1月颁布了《输气管道完整性管理推荐规则制定办法的通知》。这些法规的频布，旨在进一步确保国家管道网的安全，进一步阐明管道作业者的资格认证和管道完整性管理的

概念。管道完整性管理涉及内在和外在两方面的问题，内在的问题主要有管道自身老化（管道设计寿命一般为30年），年久失修，管壁因腐蚀、磨蚀而变薄；或因存在诸如屈曲、擦伤、压痕和焊缝烧穿及环向裂纹等缺陷；或因气体含硫化氢和二氧化碳等腐蚀性成分；或因疲劳腐蚀和氢致裂纹腐蚀问题，在国外管道氢致裂纹被称之为管道上的“艾滋病”。外在因素是指因第三方施工而导致的管道破坏，像我国还存在一种特殊的人为破坏情况是“打孔盗油”，都属于第三方破坏问题。 2安全技术方面 2.1重视过程控制的研究 国外比较注重研究开发和提高管道监控系统和计算机网络管理系统的自动化水平。应用较多的是长输管道监控与数据采集系统（SCADA）。该系统包括传感器、控制器、远程终端、通讯连接、主SCADA计算机。可以实现长输管线全线集中监控，密闭输送和优化运行。沿线各站场可以达到无人操作的水平，还可以提供最低费用下运行的最优化程序。美国华盛顿Bellingham的Olympic（400英里

油气输送管道与铁路交汇工程技术及管理规定(精编版)

油气输送管道与铁路交汇工程技术及管理规定 Through the process agreement to achieve a unified action policy for different people, so as to coordinate action, reduce blindness, and make the work orderly. 编制：___________________ 日期：___________________

油气输送管道与铁路交汇工程技术及管理规定 温馨提示：该文件为本公司员工进行生产和各项管理工作共同的技术依据，通过对具体的工作环节进行规范、约束，以确保生产、管理活动的正常、有序、优质进行。 本文档可根据实际情况进行修改和使用。 第一章总则第一条为统一油气输送管道（以下简称“管道”）与铁路相互交叉、并行工程的技术和管理要求, 保障管道和铁路设施的安全, 依据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《中华人民共和国铁路法》和《铁路安全管理条例》, 制定本规定。 第二条本规定适用于管道与铁路相互交叉、并行的工程（以下统称“交汇工程”）。油、气田集输管道与铁路相互交叉、并行, 其条件相近时可参照执行。 第三条管道与铁路交汇时应遵循以下原则： 1. 安全第一、预防为主。交汇工程应确保铁路运输安全和管道运行安全, 特别是高速铁路、城际铁路等旅客列车的运输安全。 2. 后建服从先建, 尽量减少对既有设施的改建。 3. 综合考虑铁路和管道行业规划。 4. 保护环境, 节约资源, 经济合理。 5. 平等协商、互相支持。 第四条交汇工程除应执行本规定外, 尚应符合国家相关法律、法规和强制性标准的规定。

2021年油气管道安全保护距离摘要

油气管道安全保护距离摘要 欧阳光明（2021.03.07） 2012年2月

*欧阳光明*创编2021.03.07 目录 一、油气站场与建筑物、企业、交通线等安全距离1 二、油气管道与建（构）筑物的最小间距2 三、油气管道与其他管道、地下电缆敷设安全间距3 四、油气管道与架空送电线路平行的安全间距5 五、油气管道与交流接地体的安全距离6 六、油气管道与铁路安全间距7 七、油气管道与公路的安全间距8 八、油气管道穿越与其他工程安全间距9 九、油气管道跨越与其他工程安全间距10 附录111 法律、行政法规、地方法规11 附录214 技术规范（供参考）14

*欧阳光明*创编2021.03.07 中华人民共和国石油天然气管道保护法 “第三十一条：在管道线路中心线两侧和管道法第五十八条第一项所列管道附属设施周边修建下列建筑物、构筑物的，建筑物、构筑物与管道线路和管道附属设施的距离应当符合国家技术规范的强制性要求”。 一、油气站场与建筑物、企业、交通线等安全距离 国内现状： GB50183《石油天然气工程设计防火规范》对石油天然气站场（管道附属设施）与周围居民居住区（建筑物、构筑物）、相邻厂矿企业、交通线（铁路、公路、电力线路）等的防火间距，见表1.1（标准中表4.0.4）所示。根据GB50183的规定，输油气管道站场均属于五级站场。放空管按可能携带可燃液体的火炬间距减少50%。 表1.1石油天然气站场区域布置防火间距（m） 等作业需向县级以上管道保护主管部门申请，而GB50183《石油天然气工程设计防火规范》对爆炸作业场地(如采石场)的防火间距规定为300米，距离偏短。 《公路安全保护条例》第十八条规定，除按国家有关规定设立的为车辆补充燃料的场所、设施外，在(1)公路用地外缘起向外100米；(2) 公路渡口和中型以上公路桥梁周围200米；（3）公路隧道上方和洞口外100米，禁止设立生产、储存、销售易燃易爆、剧毒、放射性等危险物品的场所和设施。虽没有明文规定不许禁止埋设油气管道，但油气站场（尤其是首末站）属于储存易燃易爆危险品设施，应执行《公路安全保护条例》的规定，GB50183与《公路安

国外管道修复技术综述

国外管道修复技术综述 摘要：为实现股份公司战略部署，东部管网再安全运行20年，恢复到4000万吨/年输油能力的目标，需要对东部管网进行全面改造。为了在东部管道自身条件允许、经济可行的前提下，引进国外先进的机械化修复设备，借鉴国外先进的管道修复技术，提高修复水平和进度，尽快缩短与国外的差距，近期我们对国外特别是北美和俄罗斯等国的管道大修施工技术水平、修复方法、材料和设备进行了调研。现将目前国外管道修复技术现状，设备及产品应用情况等进行概括性综述，供工程技术人员参考。 主题词：管道修复修复技术设备标准涂层 一、管道修复技术的概念 管道修复技术在国外一般称为“3R技术”，即：Repair, Rehabilitation, Replace (修补、修复及更换管段)。修补多指管道日常的维护、维修以及泄漏事故发生时的抢险和临时性维修，而修复及更换管道则属管道的永久性修复，也就是我们国内常称的管道大修。在管道大修中不仅仅要对管道防腐涂层进行修复和更换，而最主要的是对管道的管体缺陷进行永久性修复。 二、管道修复的依据及程序 在确定管道修复时，国外公司主要依据以下程序实施： ?缺陷检测：通过进行管道内、外检测，确定管道上的管体缺陷和防腐层缺陷位置； ?缺陷评价及定位：采用最新的管道内、外检测结果，进行管体缺陷和防腐层缺陷的大、小及严重程度的评价，并确定管道缺陷及定位，按严重程度分类，排列出优先修复次序，并确定采用何种方式进行修复以达到最大收益。 ?修复管道的工程评价：根据最新的内检测和缺陷评价结果，对拟进行修复的管道进行现场考察，开挖检测，收集现场土壤、温度场、腐蚀机理等详细数据； ?制定修复计划和步骤：根据最新的管道缺陷评价结果，制定详细的管道修复计划和具体实施方案。在制定计划过程中，就要选择修复方式、修复方法和修复产品（包括补强材料及防腐材料），并建立修复标准、操作程序、工艺规程和选择、确定管道修复工程的承包商等等。 ?工程实施。 确定管道缺陷及定位，将其按严重程度分类，排列出优先修复次序，并确定采用何种方式进行修复以达到最大收益，这是实施管道修复计划的关键。国外在实施管道修复项目时，非常注重管道修复计划及实施步骤的制订，常常需要花费几年（约3－5年）的时间用于修复工程前的缺陷检测、定位、评估，确定修复范围、修复方法等各项准备工作。如澳大利亚曾对一条600km(373mil)的高压天然气管道进行大范围的涂层修复，为顺利实施该修复项目，他们用了6年的时间制订严密的计划，使费用控制在合理的范围内。 三、国外管道修复采用标准及推荐采用标准 由于国外标准多为综合性标准，很少有如我们企标、行标这种针对性极强的各专业标准，故专门针对管道修复的标准不多。在美国API、NACE、ASME、ASTM 以及加拿大CSA等标准中，涉及到管道修复内容的相关标准约有80余部。 虽然国外包含管道修复章节的相关标准很多，但在美国和加拿大等一些著名的管道大公司如：BP, TRANSCANADA, ENBRIDGE等等，在油、气管道修复时一般常用或推荐采用的标准也是屈指可数

油气管道检测技术研究现状

油气管道检测技术研究现状

油气管道检测技术研究现状 2014年5月8日

目录 1 外检测方法 (4) 1.1 管道本体检测 (4) 1.1.1 超声导波检测技术 (4) 1.1.2 射线检测法 (6) 1.1.3 涡流检测 (8) 1.1.4 瞬变电磁检测技术（TEM）.. 8 1.2防腐层及阴保系统检测 (9) 1.2.1 多频管中电流测试法（PCM）9 1.2.2 密间距电位测量方法（CIPS） (10) 1.2.3 标准管/地点位检测技术（P/S） (10) 1.2.4 皮尔逊监测技术（PS） (10) 1.3 泄漏检测 (11) 1.3.1 光纤检测法 (11) 1.3.2 声频检测法 (12) 1.3.3 液体浓度检测法 (12) 1.4 其他 (13) 2 内检测方法 (15) 2.1 漏磁检测技术 (16) 2.1.1 轴向磁场检测技术 (16) 2.1.2 横向磁场检测技术 (16) 2.1.3 螺旋磁场检测技术 (17) 2.2 超声检测技术 (18) 2.2.1 相控阵超声波检测器 (18) 2.2.2 弹性波管道检测器 (20) 2.2.3 基于电磁超声的管道检测器21 2.2.4 适用于气体管道检测的超声波

腐蚀检测器 (22) 2.3 多种内检测方法的结合应用 (23) 3 结束语 (24) 参考文献 (25) 长输管道在服役时主要受到内、外两个不同环境的腐蚀，内部环境的腐蚀主要指管道运输介质石油和天然气中的H2S、Cl- 及H2O 引起的腐蚀，此外还有管道内应力等引起的腐蚀。一般采用清理管道以去除污物或者往输送介质中加入缓蚀剂等措施来减缓内腐蚀。外腐蚀一般因管道涂层/防腐层破坏、土壤腐蚀等造成，管道外腐蚀检测一般是检查涂层/防腐层及阴极保护防腐系统。根据管道检测实施部位的不同，可将管道检测技术分为外检测技术和内检测技术两大类。 1 外检测方法 根据检测对象的不同，管道外检测又可分为管道本体检测、防腐层及阴保系统检测以及泄漏检测。 1.1 管道本体检测 1.1.1 超声导波检测技术 超声导波检测系统是利用探头上的压电陶瓷等材料和管壁紧密结合，激发出低频超声波信号，在钢管中的频率范围为5~60kHz，传播速度为3260m/s，声波从固定在管道周围的探头环发射[1]。与传统的超声波检测相比，超声导波技术具有突出特点：一方面，在结构的一点处激励超声导波由于传播路径衰减小的特性，可以沿构件传播多

某输油管道工程施工方案

某输油管道工程施工方案

一、工程概况 根据XX成品油管道进行点对点送油的需求，需在密闭输送管线350-P-60501-A2B-N与进泄放罐的泄压管线200-P-60505-A2B-N之间增加热膨胀泄压DN80管线。 两条管线均为新建管线，由于密闭输送管线350-P-60501-A2B-N的阀门HV1161左侧、阀门MOV1205右侧、泄压管线200-P-60505-A2B-N的1号阀门左侧管线已通油，为确保管线的安全和有序施工，特编制本施工方案。 二、施工组织机构 项目经理：XXX 现场负责人：XXX HSE监督官：XXX 技术员：XXX 质检员：XXX 材料员：XXX 火焊工：1人电焊工：2人管工2人起重工：1人 电工：1人普工：10人 三、施工进度保证 1、施工工期：1天 2、确保工期措施 1）配备强有力的项目管理班子，选择技术素质好、责任心强的施工班组施工。 2）提前做好一切施工准备工作，安排好施工设备及施工机具。 四、施工技术措施 1、施工前准备； 1）施工前与设计及油库管理部门结合，确定新建管线的工艺流程、位置、用途等。 2）施工人员、设备、机具、材料按时进场。 3）各种出入证件办理到位，一般作业、动火证、用电证等证件办理到位。 4）施工前进行安全、技术交底。 5）施工区域设立警戒线，动火点设置8Kg灭火器4个，设专人进行监护。 6）施工前确认管道内进行清理干净，两端阀门关闭。在得到相关部门确认，方可以连头施工。 2、管线现场施工方案 1）管线动火连头准备 详见动火连头示意图 A 将350-P-60501-A2B-N管线两端的阀门HV-1161、HV-1162、MOV1205在靠近动火点侧的法兰断开，在断开端加石棉板进行隔离，在200-P-60505-A2B-N管线的1号阀门（DN200）法兰处断开，采用石棉板进行隔离。由于MOV1205为电动阀，为防止在施工作业时自动开启，在断开前需将此阀门调至手动。（阀门法兰断开位置见附图所示） B 在动火点附近打接地桩，并连接现场接地线。将L45的角铁打入地面以下800mm处，用6

关注油气管道安全管理示范文本

关注油气管道安全管理示 范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月

关注油气管道安全管理示范文本 使用指引：此管理制度资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 近年来，我国有关中央企业在陆上石油、成品油和天 然气管道（以下简称油气管道）管理方面不断落实安全生 产主体责任，深入排查治理隐患。同时，在不断学习国际 先进经验、借鉴经实践验证的成熟管理方法基础上，积极 开展油气管道运行保障技术的研发和推广工作，为油气管 道的安全运行保驾护航。 在体制机制建设上，有关中央企业按照《石油天然气 管道保护法》《安全生产法》《特种设备安全法》以及 《危险化学品安全管理条例》等法律法规要求，建立了油 气管道配套管理、咨询机构，健全了管理机制，并将国家 法律法规标准与企业本身管理制度、技术要求等进行融 合，形成了适合企业自身实际的管理体制机制。

在安全意识培养上，有关中央企业通过确保全员培训教育，全面提高员工安全行为能力和综合素质，建立员工共同认可的安全价值观和行为规范，增强员工对生产过程的主观责任意识，接受员工的监督，营造自我约束、自主管理和团队管理的安全文化氛围。 在推进科技进步上，有关中央企业针对国内油气管道的情况，初步提出了以风险控制为核心的管理理念，探索了事故的预防性管理方法，搭建了管理体系框架，提升了管道风险防控和现场处置能力，研究探索了一系列安全技术，并在实际生产过程中推广应用，为保障管道安全高效运行发挥了积极作用。 在加强日常管理上，有关中央企业在重点防护管线或管段（人口密集区、打孔盗油频发段、地质灾害频发段、防恐重点部位、老原油管道）加强油气管道巡护，对部分因运行日久造成腐蚀老化等现象的老旧管道进行了更新改

油气管道维抢修技术

油气管道维抢修技术：由于管道服役年限增长、腐蚀、外力干扰以及管道材 料自身缺陷等诸多因素的影响，阀门失效和管道泄漏事故时有发生，此外、需要对其进行阀件更换、增加支路、管线修改及管段更换等维抢修作业。及时对油气管道进行维护与维修，可以减少管道事故的发生。 油气管道维抢修技术： 一般说来，管道维修是指清管、线路维护和管道抢修等。 1、清管：清除油、气管内积存的凝油、积蜡、机械杂质、腐蚀产物如硫化铁和积水等物质，以恢复或提高管道输送效率。这些物质附着在管壁上或沉积在管底下，使管道内截面积缩小,并且腐蚀管道内表面,增加油、气输送的能耗。清管主要用清管器。有的清管器上安装各种仪器，用来测量管壁厚度、内腐蚀情况、管道变形和位置沉降等。常用的清管器有球形清管器、皮碗式清管器和软质清管器 2、线路维修：包括检查管道腐蚀和防腐情况；检查管道有无漏油点；检查沿线阀门的情况；检查沿线水工构筑物和被覆土层流失情况；检查标志损坏的情况等。一旦检查出管道线路和设备出现故障，应及时修补或更新。 管道的线路长，随时有遭受人为的和自然灾害的破坏的可能,为此，要经常进行巡线和检修工作。此外,还设有专门的管道维修队，配备必要的机动设备、土方施工机具、施焊和封堵设备以及通信工具等，以便随时准备抢修。 3、管道抢修：重点管道维护工作中最突出的是破漏抢修和更换管段等大型事故处理作业。如果破漏是因腐蚀穿孔造成的，可以用夹具堵住管道上的漏孔，然后进行补焊。如果管道严重损坏或发生变形，就必须切除管道并更换新管段。切除管道时漏出的油、气很容易引起火灾。在低处切除管道时，必须防止大量油气漏出，常使用机械式封堵器封堵管道，在不停输的情况下进行抢修作业。 机械封堵的方法是在需要更换的管段的上、下游各开一个孔，每一孔内塞入一个带皮碗的封堵器，隔断两端的油或气，然后排净损坏管段中的油或气，用机械割刀将管段割下，再将两个清管球塞入两端割口内，并在清管球与封堵器之间充入氮气，以防焊接时爆炸。将配好的新管段就位、对口、施焊，焊好后将封堵器从管内提出并封闭开孔，即完成封堵换管工作。当管道修复运行后，在下游站的清管器接收筒中回收两个清管球。封堵更换管段时，在封堵前可先引出旁通管，以保证在整个换管过程中管道输送不间断（图3）。 广义的维抢修技术包括：管线堵漏技术、管线非焊接连接技术、管线无火焰切管技术、管线不停输恢复技术。 国内状况： 国外状况： 常规管道泄漏封堵的维修方法有 1、带压开孔封堵技术：管道开孔封堵技术，指在待维修管段或阀门两侧安装机械三通、夹

石油天然气管道第三方施工技术要求

与天然气管道相遇后建工程处理技术要求 1阀室、输气站（含放空管）与周围建筑控制距离 1.1公司在运输气站、阀室，除春晓站外，均按五级站考虑。一般情况下，与周边建筑防火间距（安全间距）按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）表4.0.4处理（详见表一，已针对公司进行换算）。 表一天然气场站、阀室放空区与周围建筑防火间距（米） 1.2* 不能满足防火规范要求，但地方政府已经立项，难以协调的情况下。应委托第三方专业单位进行热辐射计算，并经政府主管部门组织的专家评审通过后，按照安评报告要求实施。 2 埋地管线与天然气管道间距控制

2.1埋地管线处理参照《钢质管道外腐蚀控制规范》（GB21447-2008T）执行。公司管道按照强制电流阴极保护方式管道考虑。 2.2自来水管、污水管、燃气、热力管线 2.2.1埋设原则：一般情况下管径较大管线应埋设于较小管径管道下方。热力管道一般埋设在天然气管道上方。 2.2.2埋设间距：0.3m。 2.2.3地形受限情况下，两者间距小于0.3m时，两管道间应有坚固的绝缘物隔离，确保交叉管道的电绝缘，一般使用橡胶垫、废旧轮胎等。后建管道应保证交叉点两端各10米绝缘层无破损。 2.2.4* 参照省安监局组织的甬台温天然气管道与甬台温成品油管道同沟敷设间距，平行敷设间距一般不应小于1.5米。 2.3电力管线、通信管线 2.3.1 天然气管道正上方或正下方，严禁有直埋敷设的电缆。 2.3.2 与天然气管道平行敷设的直埋电缆，间距不得小于1米。 2.3.3 与天然气管道交叉敷设的直埋电缆、通信管线，间距不得小于0.5米，用隔板分隔或电缆穿管时，间距不得小于0.25米。 2.3.4 水下电缆与天然气管道敷设间距不得小于50米，受条件限制时不得小于15米。 3 架空管线、建筑

Q SY 65.1-2010 油气管道安全生产检查规范 第1部分 安全生产管理检查通则

中国石油天然气集团公司企业标准 Q/SY65.1—2010 油气管道安全生产检查规范第1部分：安全生产管理检查通则 Safety inspection code for oil and gas pipelines— Part 1：General inspection rules for safety management 2010-04-02发布2010-06-01实施中国石油天然气集团公司发布

Q/SY 65.1—2010 目次 前言 (Ⅱ) 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 检查内容及标准 (1) 3.1 安全管理组织和制度 (1) 3.2 危害识别、评价和控制 (1) 3.3 特种设备管理 (2) 3.4 锁定管理 (2) 3.5 作业许可管理 (2) 3.6 安全培训 (4) 3.7 交通安全管理 (4) 3.8 承包商安全管理 (4) 3.9 应急管理 (5) 3.10 管道维抢修管理 (5) 3.11 防汛管理 (5) 3.12 管道管理 (5) 3.13 劳动保护管理 (6) 3.14 事故管理 (6) 3.15 职业健康管理 (7) 3.16 HSE信息系统管理 (7) 3.17 可燃气体检测报警器管理 (7) I

Q/SY 65.1—2010 II 前言 Q/SY 65《油气管道安全生产检查规范》是对Q/SY 65—2007《原油天然气管道安全生产检查规 范》的修订。 Q/SY 65《油气管道安全生产检查规范》分为三个部分： ——第1部分：安全生产管理检查通则； ——第2部分：原油成品油管道； ——第3部分：天然气管道。 本部分为Q/SY 65的第1部分。 本部分是对油气管道安全生产检查中共性的内容进行归纳，同时结合近年安全生产管理工作的要求，增加相应检查内容，总结提炼后形成的。与Q/SY 65—2007相比，主要变化如下：——增加了“危害识别、评价和控制”的内容； ——增加了“特种设备管理”的内容； ——增加了“锁定管理”的内容； ——增加了“作业许可管理”的内容； ——增加了“安全培训”的内容； ——增加了“交通安全管理”的内容； ——增加了“承包商安全管理”的内容； ——增加了“应急管理”的内容； ——增加了“HSE信息系统管理”的内容。 本部分由中国石油天然气集团公司天然气与管道专业标准化技术委员会提出并归口。 本部分起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司。 本部分主要起草人：苏奇、闫啸、刘锴、郭晓瑛、宋兆勇、张彦敏、白杨。

油气集输工艺标准技术现状与展望-第二章长距离输油管道输送工艺标准技术

第二章长距离输油管道输送工艺技术 1. 概述 长距离输油管道通常是指距离长、管径大、输量高的原油管道，输送压力高而且平稳。由输油站和管路两部分组成，输油站分为首站、若干中间加压站、若干中间加热站及末站，其任务是供给油流一定的压力能和热能，将原油安全、经济地输送给用户；管路上每隔一定距离设有为减少事故危害、便于抢修，可紧急关闭的若干截断阀室以及阴极保护站。 输送原油的粘度和凝固点比较低，可以采用不加热直接输送的方式，但是具有较高凝固点和粘度的原油，就需要经过加热后输送，或者经过改性，采用不加热的常温输送方式。北美国家的输油管道多是输送低凝点、低粘度原油，所以多为不加热输送。对于凝点和粘度较高的原油均采用加热输送（如美国全美管道和科林加管道）。随着原油流变性的研究，原油添加化学降凝剂后常温输送技术也应用于一些原油管道运行管理中。由于实际生产需要和常温输送的工艺优越性，促使此项技术日趋成熟。近20年来，我国有10多条原油管道试验研究了添加化学降凝剂输送技术，取得的技术成果和经济效益是十分明显的。 1.1 高凝点、高粘原油的输送 我国生产的原油多属高含蜡、高凝固点、高粘度原油，对于凝固点、粘度较高的原油来说，输送工艺可分为两种类型，一是加热输送，另一是常温输送。我们在加热输送高凝、高粘原油方面积累了丰富非经验，但加热输送有其弱点，一

是低输量受到热力条件的制约，二是一旦发生事故停输，必须立即抢修，及时恢复运行，否则，较长时间的停输会酿成凝管事故。 1.1.1 加热输送工艺 加热输送是指将原油加热后进入管道加压输送，通过提高原油输送温度降低其粘度，来减少管路摩阻损失。原油管道加热输送存在两方面的能量损失，散热损失和摩阻损失。热油向下站输送过程中，由于其温度高于管路周围的环境温度，存在径向温差，热油携带的热能将不断地往管外散失，因而使油流温度在向前输送过程中逐渐降低，引起轴向散热损失，油流温度下降，粘度上升，单位长度管路的压降逐渐增大。需要重视的是油流温度接近凝固点时，单位长度管路的压降会急剧上升，容易出现管道事故。我国原油大多具有粘度大、凝固点高的性质，加热输送工艺是国内原油管道常用的一种输送工艺。 还有两种不常用的加热方式，一是以阿拉斯加管道为代表，该各管线原油流速达3.13m/s,原油在高速下摩擦所产生的热能足以弥补沿程热损失，这种方式一般来说不经济，只能在特定场合下使用。另一种是利用电集肤效应加热，以印尼贝鲁克到米那斯管线为代表，长114km。 1.1.2 常温输送工艺 对于高含蜡原油管道输送，通常采用化学添加剂（降凝剂或流动改进剂、蜡晶抑制剂）、进行热处理、用轻烃馏份稀释原油、用水作成乳化液或形成水环等方式。

我国油气长输管道技术的现状及发展

我国油气长输管道技术的现状及发展 油气管道的主要任务是对石油、天然气及其产品进行运输，是国家的重要基础设施，加强对油气管道技术的研究，促进油气管道的持续发展，对于保障经济持续增长、维护人民生活和谐稳定，有着十分重要的意义。 标签：油气长输管道;现状;发展 1.油气管道技术的现状 1.1 原油管道 改革开放以来，我国不断加大对原油管道的建设力度，经过几十年的发展，我国在原油管道技术方面取得了长足进步。目前，在原油管道，已经应用了诸多先进技术，包括SCADA系统、密闭输油技术、低输量加剂技术等，大大提高了原油运输效率，也减少了管道运输过程中的能源消耗。但就现阶段来说，我国在原油管道技术方面与国外发达国家有着明显差距，主要体现在高黏高凝原油管道技术、节能降耗技术、管道运行管理技术等方面[1]。基于此，接下来，必须进一步加强对原油管道技术的研究，有针对性地进行技术攻关，以进一步提高我国的原油管道技术水平，使我国油气管道技术与国际水平接轨。 1.2 天然气管道 目前，我国正在大力研究天然气运输管道技术，主要的研究内容包括：第一，地下储气库的建设。其目的在于确保天然气的安全稳定供给，维持天然气供需稳定，保障天然气调峰平稳;第二，建立长输管道系统。随着全球经济一体化进程的加快，世界范围内的能源贸易逐渐增加，洲际天然气管道、跨国天然气管道的数量越来越多，我国也积极加强了对网络化的输气系统的研究，并大力建设中俄天然气管道、中缅天然气管道、中哈天然气管道以及中巴天然气管道等国际长输天然气管道;第三，大管径、高压力管道。随着长输天然气管道的构建，大管径、高压力管道也得到越来越多的应用[2]。目前，天然气管道的干线，管径已经超过了1000毫米，管道运行压力也越来越高，输气压力高达10兆帕以上，国外的一些天然气管道，最高可达到20兆帕。西气东输工程已经基本建成，该管线全长为4210千米，管径1016毫米，设计压力为10兆帕，设计输送量为每年120×108立方米，该工程的建成，标志着我国天然气管道技术得到了长足发展。 1.3 成品油管道 现阶段，我国的成品油管道技术已经逐渐发展成熟，具有输送品种多、规模大的特征，可以对重质油品、液化石油气、石油化工产品、柴油、汽油、煤油等进行运输。 世界最大的成品油管道是科洛尼尔管道，其可以对118种牌号的成品油进行

陆上油气管道建设项目安全审查规范

编号：SM-ZD-23933 陆上油气管道建设项目安 全审查规范 Through the process agreement to achieve a unified action policy for different people, so as to coordinate action, reduce blindness, and make the work orderly. 编制：____________________ 审核：____________________ 批准：____________________ 本文档下载后可任意修改

陆上油气管道建设项目安全审查规 范 简介：该制度资料适用于公司或组织通过程序化、标准化的流程约定，达成上下级或不同的人员之间形成统一的行动方针，从而协调行动，增强主动性，减少盲目性，使工作有条不紊地进行。文档可直接下载或修改，使用时请详细阅读内容。 一、工作简况 20xx年4月13日，应急管理部在《应急管理部关于印发20xx年安全生产行业标准制修订计划的通知》（应急函〔2018〕9号）文件中下达了《陆上油气管道建设项目安全审查规范》标准制订计划。中国安全生产科学研究院作为牵头单位，会同相关单位共同制订该标准。 标准编制组接受委托后收集美国、加拿大、欧盟等国外发达国家和地区陆上油气管道安全监督管理的有关法规、标准，结合我国陆上油气管道安全监督管理现状，起草了《陆上油气管道建设项目安全审查规范》（初稿）。 未完待续！ 二、编制原则和主要内容说明 （一）编制原则

本次标准编制的主要原则是进一步规范陆上油气管道建设项目安全审查及其监督管理工作，贯彻《中华人民共和国安全生产法》等法律法规及标准的规定，落实“建设项目安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用”的要求，充分做好安全评价、安全设施设计、安全验收、安全审查和监督管理工作，从源头上消除安全隐患，有效防范陆上油气管道生产安全事故的发生，进一步促进陆上油气管道安全平稳运行。 （二）主要内容 本次标准编制的主要内容如下： 1.第一章是标准适用范围，明确本标准适用于中华人民共和国境内新建、改建、扩建的油气管道建设项目安全评价报告、安全设施设计报告和安全验收评价报告主要安全审查内容及审查程序要求。 2.第二章是规范性引用文件，罗列了本标准引用和相衔接的相关标准，如《危险化学品重大危险源辨识》、《油气输送管道完整性管理规范》等。 3.第三章是一般规定，对安全评价报告、安全设施设计

埋地油气管道外部防腐层检测及修复技术研究

埋地油气管道外部防腐层检测及修复技术研究 发表时间：2020-01-07T16:45:04.527Z 来源：《科技新时代》2019年11期作者：曾昌学[导读] 埋地油气管道的外防腐是关系到管道安全使用，以及有效延长使用年限的重要保护措施，通过有效的检测手段可以能够充分掌握管道外防腐层的状况，目前，国内外常用的检测手段包括交流电衰减法、变频选频法、交流电位梯度检测、直流电位梯度法等有效的技术。曾昌学 四川宇通管道技术有限责任公司四川省成都市，610100 摘要：埋地油气管道的外防腐是关系到管道安全使用，以及有效延长使用年限的重要保护措施，通过有效的检测手段可以能够充分掌握管道外防腐层的状况，目前，国内外常用的检测手段包括交流电衰减法、变频选频法、交流电位梯度检测、直流电位梯度法等有效的技术。通过这些有针对性的技术检测手段，制定最有效的修复方案，做好外防腐层修复技术的措施保证。在施工时，要做好修复材料选择、 施工前的表面处理准备工作，按照相关技术规范和施工方案正确的操作。 关键词：埋地油气管道；外部防腐层；检测及修复技术 1引言 埋地油气管道是运输油气资源的重要运输方式。油气管道在较长的年限使用过程中，难免会造成各种管道以及管道外防腐层的破坏和腐蚀病灾，如果放任这些病灾的持续发展而不采取任何针对性的治理措施，就会严重影响管道的安全运行。我们常常遇到的管道爆炸火灾等事故，有很大原因都是起源于外防腐层的时效，进而造成管道的腐烂，泄露管道内部介质引发的。所以做好外防腐层的相关检测、修复工作，是影响到人们正常的油气使用以及避免发生安全事故的重要支撑和保障。 2埋地油气管道外部防腐层的检测 2.1交流电衰减法 交流电衰减法是利用电信号在无缺陷管道上均匀衰减的特性实现管道外防腐层的检测工作，当管道外防腐层破损时，电信号在该位置处会产生明显的指示信号，通过这种信号的指示作用不仅能够获取到该缺陷点的位置所在，也能一定程度上检测出该缺陷位置的严重程度，根据信号的检测情况可以为制定有效的补救措施确立较为科学、合理的补救方案。但是这种方法不能精确的定位缺陷位置，小范围的缺陷位置定位不能起到良好的作用，对于管道穿孔性缺陷或者对电信号干扰较多的环境条件下不能较好的发挥作用效果。 2.2变频选频 变频选频是通过测量管道外防腐层的绝缘电阻率获取防腐层是否存在缺陷或者防腐不良的位置，一般是在管道上部地面位置通过相关的仪器设备，将单位面积土层与大地之间的电阻比值视作为管道防腐层的电阻率，利用测量电信号的衰减量以及显示频率，获取包括土壤、管道、防腐层等介质的电阻率，通过去除土壤、管道等其他影响介质，间接的计算出外防腐层绝缘电阻，电阻率越大表示防腐层的处理效果越好，对于不同材料的绝缘管道均可使用，这种测量方式是一种横向切面的测量方式，不会因为管道纵向部分的测量缺失而无法利用电磁波测量，这种方法只能确定某测量段的防腐层是否良好，只能起到定性的分析，无法在细节层面上确定被测段存在缺陷的具体管道位置，因为这种方式只能获取被测段外防腐层的平均值。 2.3交流电位梯度检测 交流电位梯度检测技术是通过交流电在管道上缺陷位置的特殊电厂而获取具体的缺陷位置，因为交流电在管道的传递过程中如果遇到缺陷位置，在缺陷位置的交流电就会传递向大地，交流点传向大地的缺陷位置就会产生明显的电厂，可通过地面信号接受设备，获取准确的缺陷位置的具体定位数据，再通过在该位置管道上施加特定的电信号，通过两电极的电位差就能防腐层的缺陷程度，这种方法的定位精度较高、检测速度快、受干扰程度相对较低，能够对外防腐层破损的病害种类有良好的检测效果，在分辨金属搭接点和埋深位置上都能有良好的数据获取效果，但是不能对未出现破损但是外防腐层与管道已经剥离的病害情况检测，在沥青混凝土、水泥路面的点位检测效果也不佳。 2.4直流电位梯度法 直流电位梯度法检测是目前众多检测手段中应用较为普遍的技术方法，该方法的原理与交流点位梯度法的原理十分向上，两者的区别在于使用的检测介质不同，而检测缺陷位置的获取原理方式也不同，直流电位梯度法是利用阴极保护电流，电流在管道外防腐层的缺陷位置会因为破损面的变化而造成电流阶梯式的变化，通过两电极的变化信号获取，能够有效的定位缺陷问题的具体位置，也可以利用仪器设备的计算能力对破损的面积大小进行计算，这种测量方式不经过土壤的间接测量，外界环境的干扰性较小，但是因为需要利用阴极保护电流开展相关检测工作，所以要求被测量管道的阴极保护电流足够达到检测设备的使用要求。 3埋地油气管道外防腐层修复技术 3.1 修复材料选择 外防腐层在开始修复之前要根据管道外防腐层的缺陷类型、损害程度等客观情况，选择最科学、最合理的修复材料，我国目前广泛应用的埋地油气管道外部防腐层修复材料环氧煤沥青、聚乙烯冷缠带等常规材料，其中环氧煤沥青这种材料具有诸多修复材料的优点，比如粘结力强，抗拉、抗剪强度性能突出，稳定性好，防水性能好，还能在低温下保持各种性能稳定，材料的不同种类也提供了准对各种温度的改进型修复材料；聚乙烯冷缠带是一种新型的聚乙烯材料，具有良好的粘结性和防水稳定性，其突出的自修复特性在目前的管道修复中受到极大的关注和研究，未来的发展前景较大。 3.2 表面处理 在正式开展修复施工之前，往往要对被修复位置管道的表面进行有效的清洁和必要技术处理，处理内容包括彻底清理管道外表面的泥土，使修复工作面充分暴漏，并留有足够的作业空间，对暴露的缺陷位置进行拍照记录，观察缺陷情况，将缺陷位置的外防腐层彻底的去除，检查埋地油气管道的质量状况，如有问题及时对管道进行合理的维修措施或者直接更换该段管道，一般要将管道的锈蚀除尽，保证在外防腐层施工时能够有较好的管道附着效果，包括污垢、涂层、锈斑等彻底的清理，清理的残渣要妥善的处理，保证全部移除管道影响区域，避免形成二次污染伤害。 3.3 修复施工

关注油气管道安全管理详细版

文件编号：GD/FS-5225 （管理制度范本系列） 关注油气管道安全管理详 细版 The Daily Operation Mode, It Includes All Implementation Items, And Acts To Regulate Individual Actions, Regulate Or Limit All Their Behaviors, And Finally Simplify The Management Process. 编辑：_________________ 单位：_________________ 日期：_________________

关注油气管道安全管理详细版 提示语：本管理制度文件适合使用于日常的规则或运作模式中，包含所有的执行事项，并作用于规范个体行动，规范或限制其所有行为，最终实现简化管理过程，提高管理效率。，文档所展示内容即为所得，可在下载完成后直接进行编辑。 近年来，我国有关中央企业在陆上石油、成品油和天然气管道（以下简称油气管道）管理方面不断落实安全生产主体责任，深入排查治理隐患。同时，在不断学习国际先进经验、借鉴经实践验证的成熟管理方法基础上，积极开展油气管道运行保障技术的研发和推广工作，为油气管道的安全运行保驾护航。 在体制机制建设上，有关中央企业按照《石油天然气管道保护法》《安全生产法》《特种设备安全法》以及《危险化学品安全管理条例》等法律法规要求，建立了油气管道配套管理、咨询机构，健全了管理机制，并将国家法律法规标准与企业本身管理制度、技术要求等进行融合，形成了适合企业自身实际

的管理体制机制。 在安全意识培养上，有关中央企业通过确保全员培训教育，全面提高员工安全行为能力和综合素质，建立员工共同认可的安全价值观和行为规范，增强员工对生产过程的主观责任意识，接受员工的监督，营造自我约束、自主管理和团队管理的安全文化氛围。 在推进科技进步上，有关中央企业针对国内油气管道的情况，初步提出了以风险控制为核心的管理理念，探索了事故的预防性管理方法，搭建了管理体系框架，提升了管道风险防控和现场处置能力，研究探索了一系列安全技术，并在实际生产过程中推广应用，为保障管道安全高效运行发挥了积极作用。 在加强日常管理上，有关中央企业在重点防护管线或管段（人口密集区、打孔盗油频发段、地质灾害频发段、防恐重点部位、老原油管道）加强油气管道