西南油气田管道建设、运营、保护情况

1、西南油气田管道建设、运营、保护情况第一部分：油气管道长度、特点共有集输气站1222座，天然气管线长17737km，其中输气管网总长7777km,综合输气能力200108m3/a。经过半个多世纪的勘探开发，在盆地形成了重庆、蜀南、川中、川西北、川东北五个油气区，年生产天然气150亿立方米，历年天然气总产量约占全国天然气总产量的40%。经几十年的不断建设，川渝地区天然气管网形成了以南、北输气干线为主体，与其它干线(屏渠线、屏石线等)连通形成的环型骨干管网，并将五大油气产区的区域性管网串连连通，担负着川、渝、云、贵、湘、鄂等西南、华中地区六省市近千家大中型工业用户和800多万户居民家庭供气任务。天然

2、气在川渝地区一次能源消费比例中占14%左右，市场占有率超过80%，为区域经济社会发展做出了重要贡献。目前根据市场格局和发展战略，正在规划建设的北外环等管线系统，将进一步完善骨干管网，消除瓶颈，提升川渝及两湖天然气供给保障能力，构建川渝地区天然气高压环网,实现高低压分输、输配分离，同时全面提升管网系统的安全性、可靠性和天然气调配能力。最终川渝骨干管网将形成“三横、三纵”及“三环”的格局，管网长度将超过9000km。三横：北外环、北干线、北内环；三纵：南干线东段(龙岗-广安肖溪-卧龙河石桥-江津-纳溪)、南干线西段(成都-越溪-纳溪)、龙岗-贵阳输气管道(龙岗-纳溪段)；三环：高压环形管网(北外环

3、、南干线东段和南干线西段)、川东北环形网(南坝-屏锦，南坝-万州-忠县)、低压环型管网(北干线、南干线东段与西段低压管道)。第二部分：运营和保护难度、安全管理措施、风险评价方法、可供借鉴的经验管道运行和保护的难度：1、四川盆地特殊的地理环境和人口分布状况给油气管道保护带来巨大挑战：具有较大潜力的中高含硫气田开发和管网输送系统面对周边植被茂密、水系发达、地形地势险峻、人口密度大等特殊的人文地理环境，加之地质灾害发生频率高、城镇规划建设快，对安全环保提出了高标准、严要求，为系统及地面配套技术、场站和管道保护等方面带来了巨大挑战。2、地方政府城乡规划与在役管道保护存在较大矛盾：近年来，虽然西南油气田

4、公司主动向地方政府报送在役管道规划资料，力求在源头上避免管道安全隐患，但由于部分地方政府在进行城乡发展规划时，未将在役管道保护纳入其中，仍然在管道周边规划建设经济开发区、兴建大量厂矿企业，因而建构筑物违章占压、圈围管道的情况频频发生，严重影响了管道的安全运行。目前，违章占压管道状况基本遏止，但在大部分隐患整治项目未完成之前，违章建(构)筑物在管道安全距离范围内的现象仍然较为严重，隐患整治工作遭遇到进退两难的“尴尬期”，短期难以全面解决。加之第三方破坏的不可预见性，管道保护形势依然严峻。目前西南油气田公司在管道安全距离范围内的违章建(构)筑物累计有504处，其中四川313处，重庆191处。仅输气

5、管理处管线2009年因地方圈围就进行迁改26次。一是由于城镇建设的兴起，将原位于城市规划外的管道圈围，形成安全隐患，总长度约167公里。二是由于西部地区“村村通” 公路建设，将原乡村机耕道路面硬化施工，造成未采取保护措施管段32处，形成安全隐患，总长度约1.3公里。三是在石油天然气管道保护条例对大型构建筑物无明确界定的情况下，地方规划部门在输气管道两侧5米处修建房屋等建构筑物，并逐渐由点到面、由线成片，形成管道两侧5米外的成片人口密集区，造成极其严重的管道安全隐患。3、违章占压管道与第三方破坏情况依然形势严峻：第三方违章施工影响管道安全运行的情况时有发生，甚至造成管道破坏事故。2002年至20

6、09年间，西南油气田公司共发生第三方损坏输气管道事故45起，其中输气管理处累计发生管道遭第三方破坏事故12起，造成直接经济损失约2500万元，这些事故都是在巡护管道过程中，事先告知施工方、制止无效、遭第三方强行施工所致。4、地方发展规划与管道建设改造规划不一致：一是为适应区域经济快速发展和城市扩张需要，地方政府对城乡规划进行调整，致使原批复管道建设红线相应进行调整，给管道工程设计与项目管理造成困难。如在威青线三四类地区改造工程中，初步设计阶段由于成都市双流县地方规划调整，导致本工程DN400、DN700线路和站场位置调整1次，施工图阶段又由于地方规划调整，导致本工程DN400、DN700线路和

7、站场位置调整1次，线路增长5公里，投资增加863万元。二是部分地方规划部门希望管道尽量沿道路、高压电力走廊敷设，或不允许管道对需穿越的民房、厂房进行避让，希望借天然气管道施工去拆迁政府将来会拆除的建筑物，造成管道工程投资大幅增加。如在温(江)郫(县)线输气管道工程初设阶段，成都市郫县城市规划调整本工程线路调整3次，拆迁工作量增达39600平方米，按照地方提供的500元/平方米赔偿标准计算，赔偿费用高达1980万元，约占总投资的25%，工程投资难以承受；同时，该地区为经济发达地区，500元/平方米的赔偿标准实施难度极大，实际拆迁赔偿费用将远高于1980万元。三是管道安全保护范围内的土地使用权属国

8、家或集体，地方发展经济占用管道周边土地，致使管道在地区等级上升前的管径、压力、壁厚等设计参数无法满足地区等级上升后的安全需要，产生安全隐患。5、地方征地要求与管道建设用地不一致：根据国家法律法规和相关行业规范：天然气管道仅在建设期办理临时用地手续，建成后恢复原有地貌，不作征地处理，管道建成后两侧各5 米范围内不得存在任何建构筑物，两侧各50米范围内不得修建大型建筑。故管道进入城市规划区时，将影响途径地区的土地使用，导致输气管理处经常面对地方规划部门要求管道管理企业征用管道两侧各50米范围内土地的局面。如输气管理处威青线输气管道三四类地区改造工程在双流县境内共征地7宗，按照2009年2月省国土资

9、源厅会议纪要精神，输气管理处可以先行用地并同步开展报征办证工作。尽管设计部门在站场设计时，根据输气管道工程设计规范(GB50251-2003)和石油和天然气工程设计防火规范(GB50183-2004)的相关要求，充分考虑了安全间距。但在兴隆输气站征地过程中，用地所在乡政府仍然要求输气管理处对站场周边安全防火控制区30米范围内的农田全部由地方政府代征，造成了与土地总体利用规划的不符，也造成了企业投资的大量增加。6、管道与铁路、公路等的相遇矛盾问题：目前，大多数经济发达地区为规避拆迁工作，给定的管道路由大多离公路、铁路较近，而由于石油天然气管道保护条例对安全间距的要求，管道路由与地方规划经常发生矛

10、盾，地方规划部门常常要求管道路由进入高速公路的控制用地范围内或反复穿越高速公路。如资阳地区输气管道工程，在可研阶段地方规划批复的管线路由位于资阳市规划区与成渝高速公路东侧之间，沿成渝高速公路东侧50米建控区范围外敷设，并两次穿越成渝高速公路。后因资阳规划调整，其规划区紧邻成渝高速公路，为不影响资阳规划区范围内的土地使用，资阳市规划局要求本工程7公里管线调整至渝高速公路西侧或沿高速公路东侧的30米建控区，导致部分线路重复设计及勘察，一方面影响工程进度，另一方面造成线路工程量及拆迁赔偿费用增加。7、油气管道保护工自身安全难以保障：油气管道保护工在管道巡护和宣传的过程中，除要与违章行为、野蛮施工无休

11、止地纠缠、较量，还要长期面对个别人员的无端滋事、谩骂甚至毒打，自身安全难以保障。仅2006年至2009年，输气管理处油气管道保护工因护管危及人身安全16次，被围攻23次。采取的安全管理措施：1.强化设计的安全性。认真开展建设项目的可行性研究和安全预评价，通过多种建设改造方案对比，选择安全可靠性较高、环境影响较小的方案，并保持方案设计的前瞻性、可行性和适应性，杜绝新建工程事故隐患的产生，从设计源头确保系统本质安全。建成管网SCADA监控系统。2.新建、改(扩)建的建设工程项目必须严格执行“三同时”规定。其职业安全卫生与环保设施设施工程，必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。3.建

12、立健全管道线路标志标识。管道竣工后，应及时将管道布设情况报沿线地方政府和城建、规划部门备案。4.强化施工阶段的安全防范措施。在建设施工中，应制订严格的施工安全管理制度，加强监理，确保施工质量。建立施工质量保证体系，提高施工检验人员的水平，加强检验手段。施工前对操作人员进行安全培训，特别应对现场施工作业中的临时工进行安全教育。特殊地段制订专门的施工作业方案，已投运管线、站场的改造要编制详细的停气、空气置换和投产试运方案。5.强化生产管理的安全措施。建全管道设施安全保护与考核管理制度，定期更新管道设施隐患管理数据库，加强地质灾害段、违章占压段管线巡检，及时发现、报告和整改管道安全事故隐患，杜绝新建

13、违章占压和非法施工作业隐患的产生。提高生产管理与操作人员安全技能，严格控制管道运行参数，认真执行安全操作规程，杜绝重特大事故发生。6、投入资金，加强隐患整改。2006年初，西南油气田公司共有管道外部安全隐患4646处，其中部级挂牌隐患治理项目31处。至2009年目前为止，共整治完成管道安全隐患4142处，其中整治部级挂牌隐患29项。2006-2009年，西南油气田公司共投入管道占压隐患整改资金42.62亿元，其中管道改线资金41.05亿元、占压隐患直接拆迁费用1.57亿元。7、企地联手整治。充分运用“地企、警企”联动机制，与地方安监、公安等部门结“对子”，定期向地方相关部门进行工作情况汇报，积

14、极主动向地方政府报送管道规划资料，定期将公司最新管道走向资料报送相关市、县级地方政府备案，共同处理辖区内管道安全隐患，为管道保护工作开通“绿色通道”。2003年-2009年共争取到地方出资4.42亿元来改建违章占压管线，并连续3年实现了输气管道“新发占压隐患为零”的目标。同时，西南油气田公司十分重视管道安全运行的宣传与教育，自2006年以来，仅输气管理处就统一印制宣传管道保护条例的挂历25000本，沿线发放宣传资料20000多份。8.强化运行阶段的事故防范措施。认真开展管道设施完整性评价工作，按规定对管道进行全面检测、例行检测和对重要管线进行智能清管检测，及时发现和整改管道设施事故隐患。建立完

15、善管道设施事故应急预案，并按规定将预案书面报送沿线地方政府和相关部门，会同地方政府定期开展事故应急演练，提高员工和周边群众事故应急反应能力。集成应用21项管道完整性管理技术，不断提高管道本质安全。2005年以来，西南油气田公司投入8.5亿元，常规检测管线14000公里、智能检测管线4200公里、评价管线10200公里，及时发现并修复了需要修复的48650处管道本质缺陷，管道本质安全保障能力持续提高。2006年至2008年，西南油气田公司对13500在册管线进行了测绘，将管道走向纳入了当地坐标，并将图纸管道沿线规划部门；确定了级内部治安保卫重点要害部位3个(城厢输气站、忠县输气站、南干线二龙口长

16、江穿越)，级要害部位42个，级要害部位31个，制定了有针对性的安保工作方案和处置突发事件工作预案。成立了以成都管道抢险维修中心维修中队、特种作业中队为主要力量的应急抢险专业化队伍，24小时在岗待令，抢险机具设备、抢险材料装车就位，确保一旦发生突发事件能够迅速有力处置。环境保护措施：1.项目在立项阶段，必须进行建设项目环境保护申报工作。2.可行性研究阶段按照环境保护申报表的批复要求，开展环境影响评价工作。3.建设项目在初步设计阶段，将环境影响评价中提出的环保措施和环境保护“三同时”纳入初步设计中。4.按照环境保护“三同时”的具体要求，施工阶段应做污染设备与建设项目同时设计、同时施工、同时投产使用

17、。5.建设项目竣工阶段，按照环境保护的要求，建设项目试运行期间，必须进行环境保护专项验收工作。风险评价方法：采用管道完整性管理相关标准规范，主要风险评估方法：专家评价法、相对评价法、情景评价法和概率评价法。方法选用主要基于以下两方面考虑：其一是结合自身情况采用以上一种或几种符合完整性管理程序目标的风险评估方法；其二是通过对风险进行优先序排列，将更多的注意力集中在高风险管段上，管段进行完整性评价。可供借鉴的经验：集成应用21项管道完整性管理技术，不断提高管道本质安全。对在册管线进行测绘，夯实管道保护基础性工作。并将管道走向纳入当地坐标，并将图纸管道沿线规划部门。建立“地企、警企”联动机制。重视管

18、道安全运行的宣传与教育第三部分：管道保护法正式实施，西南油气田公司采取的贯彻落实法律的保障措施，具体实施过程中存在的困难。贯彻落实法律的保障措施： (1)着力建立健全宣贯组织机构分公司成立了以李鹭光总经理为组长，康建国、熊建嘉、师春元、刘彬副总经理为副组长，相关处室长为成员的宣贯活动领导小组，宣贯办公室设在法律与股权管理处，全面负责本次石油天然气管道保护法宣传贯彻活动的组织实施。各二级单位按照分公司的要求，成立了宣贯领导机构，构建起了分公司石油天然气管道保护法宣贯活动两级组织体系。(2)积极开展对宣贯骨干的培训分公司举办了石油天然气管道保护法培训班，机关相关处室负责人、二级单位分管生产和法律的

19、领导及部门负责人近100人参加了培训，主要学习了管道保护法的立法背景、立法过程、基本特点、重要法条解读和与管道保护法相关的法律法规。解读、分析了石油天然气管道保护法的出台对管道企业的影响，以及管道企业应当履行的法定义务、享有的合法权利，对下步分公司管道保护工作的开展做好法律知识储备。按照分公司的统一部署，相关二级单位积极开展培训、宣传资料准备与宣讲等工作。(3)全面启动宣传工作分公司就石油天然气管道保护法涉及的相关热点问题，初拟了对分公司领导的采访提纲。并编制了以“学习宣传石油天然气管道保护法专辑”为主要内容的2010年第3期法律咨询，并印发至分公司处以上领导干部和各单位企管法规部门；还在在分

20、公司主页上开设了“石油天然气管道保护法宣贯专题”栏目，并上线运行，各单位将宣贯工作的最新情况上传并更新，为宣贯工作提供了平台；同时还积极与四川省输油气管道保护专项整治办公室就石油天然气管道保护法宣贯事宜进行了衔接，讨论如何做好管道沿线的宣贯工作。(4)切实将管道保护法的相关规定融入生产经营管理分公司编制完成了西南油气田分公司石油天然气管道保护管理办法，明确了各职能处室及各单位在管道规划、建设、运营及报废环节中的职责，同时还就管道建设工程与其它建设工程相遇关系的处理进行了规范；负有管道保护直接管理职责的规划计划、质安环、生产运行、地面建设等部门，对照管道保护法相关要求，制定并下发贯彻执行石油天然

21、气管道保护法、加强管道保护管理工作的具体措施。具体贯彻中可能遇到的困难：一是本法没有明确油气田集输管道是否在本法调整范围内，可能造成不同企业、政府部门理解不一致，可能导致政府在规划、建设、运营等环节对相关问题的审查审批问题做法差异。建议集团公司层面尽快组织专题研究论证，向国家相关部门提出建议意见，并促进出台相关规范性文件予以明确。二是法律规定管道企业就管道影响土地使用的情况应当给予补偿。目前，新的补偿标准、补偿程序等不明确，包括已建管道与新建管道是否采取同一补偿标准等问题，都需要尽快明确。三是历史遗留问题处理，法律第59条规定由当地政府“有计划分步骤”处理。该问题处理涉及地方、管道企业等多方利

22、益，可能处理难度很大，而且可以预见随着时间的推移处理难度会越来越大。而此问题的彻底解决，关键环节在当地政府。管道企业应当加大工作力度、加强企地协调，利用新法实施契机力争加快处理节奏，在较短时间内大幅减少直到消除历史遗留问题。第四部分：法律强调企业的责任和义务，对企业建设管理油气管道带来的利好，以及履行法律规定的权利和义务。责任和义务：管道企业是油气管道的建设主体、运营主体，也是法定的权利主体、义务主体和责任主体，管道保护法对管道企业的责任和义务规定主要有以下八个方面：一是编制管道建设规划。管道企业应当根据全国管道发展规划编制管道建设规划，并将管道建设规划确定的管道建设选线方案报送拟建管道所在地

23、县级以上地方人民政府城乡规划主管部门审核。二是保障管道建设工程质量。管道企业应当选择具备相应资质的勘察、设计、施工、工程监理单位进行管道建设；管道的安全保护设施应当与管道主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用；管道建设使用的管道产品及其附件的质量，应当符合国家技术规范的强制性要求等。管道竣工验收合格后及时将竣工测量图报有关部门备案。三是负责环境污染治理。管道泄漏的石油和因管道抢修排放的石油造成环境污染的，管道企业应当及时治理。四是确保管道运行安全。管道企业应在管道沿线设置管道标志，建立管道巡护制度，定期对管道进行检测、维修，确保管道本质安全。依法制止其他危害管道安全的行为，对发现的管道安全隐患，及时进行排除。五是消除、减轻事故危害。管道企业应制定本企业管道事故应急预案，发生管道事故管道企业应采取有效措施消除或者减轻事故危害。六是承担赔偿、补偿责任。管道在建设过程中影响他人土地使用的，管道企业应当按照管道建设时土地的用途给予补偿。因管道巡护、检测、维修等作业给土地使用权人或者其他单位、个人造成损失的，管道企业应当依法给予赔偿。七是及时报告义务。发生管道事故，管道企业应及时通报可能受到事故危害的单位和居民，并依照有关事故调查处理的法律、行政法规的规定，向事故发生地有关部门报告。八是开发推广新技术。管道企业应配备管道保