青海油田1.1事故

青海油田公司冷湖油田管理处
“1.1”天然气压缩机换热器爆炸事故调查报告
2012年1月1日，青海油田公司冷湖油田管理处南八仙试采作业区发生一起天然气压缩机换热器爆炸事故，事故造成1人死亡，三级换热器损毁，直接经济损失115万元。

一、有关单位基本概况
（一）南八仙油井伴生气回收处理系统情况
南八仙油气田油井低压伴生气回收利用工程是股份公司的一个环保、节能项目，该工程于2009年建设，2010年6月投入运行。

该项目的设计单位是中国石油集团工程设计有限责任公司青海分公司，项目中的重点设备是两套天然气压缩机组和1套中压天然气处理装置。

伴生气回收系统流程：进站油井油气水混合物立式气液分离器二级气液分离器天然气压缩机天然气中压处理装置。

工艺流程图见下图。

1
（二）天然气压缩机组运行情况
南八仙试采作业区现有2台天然气压缩机组，该压缩机组为南八仙低压伴生气回收利用工程配套主要设备，其功能是将油井伴生低压气进行增压处理，型号为4RDSA-3/G3516，由江钻股份武汉压缩机分公司组装集成。

该设备分为动力部分、换热部分和压缩部分。

其中：动力部分为美国卡特公司生产、换热部分为湖北天门江汉石油通用机械有限公司生产、压缩部分为江钻股份武汉压缩机分公司根据南八仙油藏油井伴生气组分和处理量需求专门设计生产。

截止事发时，1#压缩机运行时间5939小时，2#压缩机运行时间9588小时。

此次事故发生在2#压缩机，在事故发生前，该压缩机三级换热器发生冰堵现象，致使压缩机停机检修。

换热器发生爆炸后管束箱封头正面挡板和上挡板断裂并飞出。

封头正面挡板:长480mm、宽260mm、厚25mm，重量25.85kg，共30只丝堵；封头上挡板:长480mm、宽210mm、厚20mm，重量13.55kg。

（三）南八仙试采作业区基本情况
南八仙试采作业区成立于2000年2月。

目前，共有职工98人，其中管理干部5人（经理1人，教导员1人，副经理3人），技术干部5人，高级技师2人、技师6人。

现设采油采气班、集输班、压缩机班、油气井维护班、格尔木卸油班五个班组。

主要负责南八仙油气田的采油、采气、油气水处理、低压天然气压缩
增压、注水、注气、供配电、供转水、消防、供暖，以及全处的原油对外交接工作。

原油生产能力4万吨/年、天然气生产能力1.7亿立方米/年。

南八仙试采作业区压缩机班现有岗位操作员工18人，其中大班5人，实习生1人，小班12人，每天三班三运行，负责2台天然气压缩机组的运行管理及维护。

事故当天当班人员7人，分别是张海科（班长、高级技师）、陈刚（副班长、技师）、张祥娃、席军胜、何军、任健、李洪伟（实习生）。

（四）设计单位基本情况
CPE青海分公司基本情况：中国石油集团工程设计有限责任公司(CPE)是中国石油天然气集团公司(CNPC)直属的、以石油天然气和炼油化工工程设计为核心业务。

CPE青海分公司的前身为青海石油管理局勘察设计研究院，位于甘肃省敦煌市七里镇，成立于1983年9月，由于企业重组改制，经中国石油天然气集团公司批准，于2003年11月加盟中国石油集团工程设计有限责任公司，并更名为中国石油集团工程设计有限责任公司青海分公司。

（五）压缩机制造商基本情况
中国石化集团江汉石油管理局第三机械厂基本情况：中国石化集团江汉石油管理局第三机械厂始建于1950年，前身为新疆石油管理局独山子机械厂，1969年内迁至湖北省天门市，2005年7月整体搬迁至武汉市，是隶属于中国石化集团江汉石油管理
局。

2002年，工厂被确定为中国石化集团天然气压缩机生产基地。

具备年产天然气压缩机300台的生产能力，年产能达5亿元。

主要产品有：RDS大型天然气压缩机，CNG加气站用天然气压缩机，小型活塞式空压机。

（六）换热器制造商基本情况
天门市江汉石油通用机械有限责任公司基本情况：其前身为江汉石油管理局第三石油机械厂通用机械厂。

2001年根据中国石化总公司国企改革有关文件精神，在通用机械厂的基础上，依据公司法对企业进行股份制改造。

公司主要制造各种工业泵及配件，空气净化装置、压缩机空冷器、大型特殊金属结构件以及降噪隔声设备等。

二、事故经过
2011年12月31日11时，冷湖油田管理处南八仙试采作业区2#压缩机三级排气压力升高至 5.76MPa（报警高限值5.8MPa），同时出现三级换热器后管束箱封头丝堵渗漏（水）现象。

作业区组织停机并拆下三级换热器后管束箱封头1只丝堵进行检查，发现存在冰堵现象，拆除其余丝堵进行解堵作业，在完成解堵后，作业人员共进行了3次丝堵紧固工作。

2012年1月1日16时20分，操作工人启动压缩机组，进行闭路循环。

第一次启机，因注油器断流，润滑油中断自动停机。

经排除故障，再次启动压缩机进行闭路循环。

压缩机运行约8分钟，2#压缩机主要运行参数出现异常：三级排出压力0.9MPa（正
常0.3MPa）、温度117℃（正常90℃），二级排出压力2.9 MPa （正常不大于2.0MPa），二级安全阀起跳，温度仍有继续上升趋势。

班长张海科检查发现换热器百叶窗未完全打开，进行相应的处理后返回压缩机房。

16时45分，张海科在机房内听到爆炸声，立即按下了紧急停车按钮后迅速跑到现场，发现三级换热器后管束箱封头已断裂并飞出，陈刚仰面躺在地上，已经死亡(经分析，陈刚是站在梯子上检查封头丝堵渗漏情况时，被飞出的封头正面挡板击中头部）。

死者基本情况：陈刚，性别：男，籍贯：甘肃，大专文化，1971年9月出生（身份证号码：632825************），1990年参加工作，生前为天然气压缩机岗，持有特种设备作业人员操作证（证号：TS6CQES06587，有效期2011-2015年）。

三、事故原因分析
事故发生后，集团公司安全环保与节能部、勘探与生产分公司和青海油田公司组成事故联合调查组，经过对事故现场勘查，相关人员询问和技术分析，事故联合调查组认定这是一起一般A 类生产安全责任事故。

（一）直接原因
压缩机检修后，在启动进行闭路循环过程中，压缩机系统内部形成的爆炸性混合气体发生爆炸，致使三级换热器管束箱封头炸开，封头挡板击中现场检查人员头部。

（二）间接原因
1. 压缩机系统滞留空气。

作业区进行天然气压缩机三级换热器管束解冻作业时，拆除了换热器封头丝堵，造成压缩机环路管线与大气连通，空气进入系统。

在进行空气置换作业时，由于工艺系统存在设计缺陷，空气未能置换干净，导致空气在压缩机系统内多段存在。

2. 空气和天然气混合形成爆炸性气体。

由于空气置换不充分，在启动压缩机进行闭路循环后，天然气与系统内的空气相遇，并顶着空气在整个系统内循环、混合，形成爆炸性混合气体。

如此反复，压力温度不断升高，其爆炸范围逐渐变宽，点火能量逐渐降低。

二级换热器内首先发生爆炸，导致三级换热器内混合气体温度和压力骤升。

启动压缩机进行闭路循环，主要是二级压缩机做功，在二级换热器内压力最高，点火能最低。

启动压缩机进行闭路循环，约8分钟，在二级换热器内爆炸性混合气体首先遇静电发生爆炸，爆炸导致压力和温度骤升，与其连接的安全阀起跳，但是换热器没有被炸开，温度在三级压缩机出口最高升至117℃，导致三级换热器内压力升高。

三级换热器气体压力温度升高后，点火能降低，遇静电发生爆炸。

二级换热器内发生爆炸后，导致三级换热器内压力温度升高，点火能降低。

混合气体通过三级换热器进口管束与管束箱连接处，由于节流及膨胀，流速、流向发生变化，产生静电火花，点燃管束箱内爆炸性混合气体，发生爆炸，管束箱被炸开。

3. 人员站位不正确。

岗位人员在检查丝堵渗漏情况时，头部正对封头位置，换热器发生爆炸封头被炸开，飞出的封头正面挡板击中人员头部。

4. 换热器管束箱焊接质量存在缺陷。

发生爆炸后，三级换热器连接的安全阀没有起跳（起跳压力值6.0MPa），经检验安全阀处于良好状态，证明管束箱是在其实验压力范围内（9.5 MPa）被炸开。

查看管束箱断裂封头，发现焊接处有长度约2.5cm的焊接蜂窝状气孔段(最大气孔长度1.4cm，气孔面积共计4.8cm2)，同时母材焊口处的坡口不明显，20mm厚的母材只有10mm左右进行了焊接，违反了《钢制压力容器焊接规程》（JB/T4709—2000）“受压元件角焊缝的根部应保证焊透”，的规定，导致焊接强度达不到承压要求。

（三）管理原因
1. 工艺设计存在缺陷。

压缩机入口处缺少惰性气体置换注入口，无法进行惰性气体置换操作；卸载阀处于管线中间位置，不利于空气排放干净；工艺系统没有取样口，无法进行气体检测；换热器二、三级换热管束共用一套百叶窗，无法单独进行温度调节。

2. 换热器设计存在缺陷，冬季容易产生冰堵。

天然气经三级压缩后由管线（通径Φ100mm，截面积7850mm2）经前管束箱（截面积73100 mm2）进入管束产生节流（通径Φ20mm*15根；
截面积4710 mm2），流速增加，当天然气到达后管束箱时由于截面积增加（截面积90300mm2），天然气体积膨胀，压力、温度下降，生成水合物，造成管束箱内及部分出口管束冰堵。

3. 操作规程可操作性差。

冷湖油田管理处虽然制定了操作规程，但操作规程规定盘车置换时间10分钟，未规定盘车次数、引入天然气量和气体检测等要求，同时，也未规定根据季节变化，制定冬季和夏季相应的运行控制参数和操作控制要求。

操作规程在制定过程中缺少工艺、设备、技术骨干和操作人员的广泛参与，只是引用了压缩机制造厂商提供的用户手册，在执行过程中又没有做到持续改进，造成操作规程针对性不强、可操作性差，不能有效指导岗位操作员工正确操作。

4. 风险防范、生产组织存在缺陷。

一是现场作业员工风险识别能力欠缺，未能识别出置换作业无法将三级换热器进、排气管线内空气置换彻底，存在爆炸的风险。

二是换热器检维修在冷湖油田管理处是首次进行，在缺乏经验的情况下，未开展工作前安全分析、制定检维修方案和安全防范措施，同时也未安排管理人员对检维修作业和压缩机启停机过程进行监督，关键作业、关键环节把关不严，人员盲目作业。

三是没有设立专业检维修队伍，压缩机操作人员与检维修人员合二为一，导致设备维护经验与技能不足。

5. 物资采购把关不严格。

一是设备到货后只进行了外观和资料验收，未能及时发现换热器封头存在的焊接质量缺陷。

二是
未严格按照《技术协议》要求进行验收，导致设备实际最低环境温度与《技术协议》要求的不一致。

6. 培训针对性不强。

冷湖油田管理处对首次引进使用的设备，没有根据员工技能水平和生产实际开发培训教材，进行有针对性的培训，致使员工缺乏压缩机空气置换、检维修的相关技能，达不到“四懂三会”要求。

同时，安全教育培训不到位，员工缺乏基本的安全防范意识，操作站位不正确，造成人员伤亡。

四、事故责任认定及责任追究
依据中国石油天然气股份有限公司《关于印发〈中国石油天然气股份有限公司生产安全事故责任管理人员处分暂行规定〉的通知》（石油监〔2008〕195号）和青海油田公司《关于印发《青海油田公司生产安全事故管理办法〉的通知》（石油青质安〔2008〕254号）及《青海油田公司2012年安全环保责任书》的规定，对事故主要和相关责任人进行了处理：
（一）主要责任
冷湖油田管理处南八仙试采作业区压缩机班班长张海科，负责组织换热器检修和压缩机启机工作，启机前风险识别不到位，空气置换不彻底，对此次事故的发生负主要责任。

给予张海科行政记过处分。

（二）管理责任
1. 冷湖油田管理处南八仙试采作业区经理马鸿礼、教导员耿健、副经理李杰山、曲学东对员工培训不到位、风险识别不到
位、操作规程制定不合理，生产组织缺陷负直接管理责任。

分别给予：马鸿礼行政撤职处分，耿建行政降职处分，曲学东行政记过处分，李杰山行政撤职处分。

2. 冷湖油田管理处生产运行科科长李宝山、副科长房师安负责工艺、设备管理工作，监管不到位，未及时发现工艺和设备存在的缺陷，对此次事故的发生负直线管理责任。

分别给予：李宝山行政记过处分，房师安行政警告处分。

（三）领导责任
1. 冷湖油田管理处副总工程师徐发凯分管南八仙试采作业区工作，对此次事故的发生负主要领导责任。

给予行政记过处分。

2. 冷湖油田管理处副处长、安全总监薛全武负责生产运行、设备管理和安全环保工作，对此次事故的发生负主要领导责任。

给予行政记大过处分。

3. 冷湖油田管理处处长王卫军、党委书记刘毅林作为单位安全生产第一责任人，对此次事故的发生负重要领导责任。

给予王卫军降职处分，并调离冷湖油田管理处；给予刘毅林行政警告处分。

在对以上人员分别进行相应扣款的同时，扣除冷湖油田管理处全员一个月效益及绩效奖金。

五、纠正预防措施
（一）优化设计工艺及管理措施，消除管束冬季冰堵现象
1. 控制好油井低压气分离处理系统区的气液分离器、三相
分离器等相关油气处理设备的运行参数，确保油气水分离彻底，防止液体进入压缩机处理系统。

2. 增加换热器一、二、三级进出口温度检测点，并对PLC
系统进行改进，增设压缩机在线监控系统,为分析压缩机运行工况提供依据。

3. 将换热器二、三级共用的百叶窗改造为单独百叶窗，以便单独调节换热温度。

（二）改用氮气置换，并完善工艺流程
1. 在压缩机系统入口加装惰性气体置入口，以满足置换作业的介质要求。

2. 在三级换热器排出管线末端增设放空流程，安装放空阀，为排空压缩机系统内因检修等作业置入的空气创造条件。

（三）开展岗位需求型培训
青海油田将根据股份公司要求，强力推行以符合岗位需求为主线的基层矩阵培训，将员工岗位技能培训与安全环保培训紧密结合，使每名员工都能按规定动作进行操作，真正做到“先培训、后上岗”、“会什么、干什么”。

（四）完善管理制度
1. 制定并下发青海油田《节假日及特殊时段安全管理规定》，明确升级管理内容及要求。

2. 完善修订《设备、设施完整性控制程序》，进一步明确工艺、设备风险辨识管理。

（五）强化设备管理
1. 开展设备管理专项检查。

进一步摸清设备管理制度落实情况和人员技术力量状况，根据检查情况，并结合此次事故暴露出的设备管理问题，开展设备管理专项整治活动。

2. 强化设备故障管理。

凡是在生产运行中发现设备、电气、仪表故障及工艺不正常现象，必须及时查清原因，具备条件的要立即整改。

如需继续运行的，要做好风险评价，制定好削减风险的防范措施，保证运行安全。

3. 强化设备验收管理。

严格按照《技术协议》进行验收，对关键设备委托有资质的单位进行相关检测，检测合格后方可验收。

4. 加强首次维修管理。

对关键设备的首次检维修，采取委托有资质的单位或者聘请有经验的技术人员进行现场指导。

5. 完善操作规程制定。

成立由生产运行部门牵头，设备、工艺、安全、设计、设备使用单位以及设备制造单位参加的操作规程修订小组，共同研究制定操作规程和检维修规程，并在实际操作过程中不断完善。