长庆油田石油输送管道运行安全管理研究毕业论文

摘要３４第一章绪论1.1研究背景石油是我国重要的战略资源，在全球能源的竞争中，尤其是对石油的竞争正在不断地加剧，石油行业对我国国民经济发展具有重大的影响，并在国家能源安全中承担着重大责任。油气管道作为石油运输的重要手段，以其高效、经济、安全著称，具有高效率、低成本、低能耗、占地少、连续性强等特点，并且周边环境对其运输没有较大影响。长庆油田总部位于陕西省西安市，工作区域在中国第二大盆地鄂尔多斯盆地，横跨陕、甘、宁、内蒙古、晋五省（区），勘探总面积37万平方公里，是中国石油近年来增长幅度最快的油气田，承担着向北京、天津、石家庄、西安、银川、呼和浩特等十多个大中城市安全稳定供气的重任，用工总量70848人，资产总额1012亿元。专业技术人员占员工总数的15.8%。中国石油长庆油田分公司勘探开发的鄂尔多斯盆地被誉为国家战略资源的“聚宝盆”，是中国石油二十一世纪潜力巨大的战略接替地区之一，是中国西部发展前景广阔的石油天然气工业基地，是中国具有鲜明成长性和前瞻性的未来又一能源中心，井被国家确定为西部矿产资源十大集中开发区之一。近几年来，长庆油田分公司年油气储量，产量增长均名列中国石油第一，石油探明储量每年增加1亿吨，天然气探明储量每年增长近千亿立方米。油气产量大幅度攀升，连续年超百万吨增产。企业效益亦连创新水平，利润、销售收入、投资回报率年年迈上新台阶，已成为我国陆上第三大油气田、中国石油第二大油气田。随着新领域不断突破、新区域不断拓展、新层系不断发现，长庆油田步入大发展的快车道，发现和探明了西峰、姬嫄、镇北等4个3亿t级、5亿t级储量规模的油田和探明、基本探明储量过万亿方的世界级整装大气田——苏里格气田，使长庆气区成为我国第一个探明天然气储量超万亿方的大气区。截至2015年12月30日，长庆油田全年新增石油探明地质储量3.65亿吨，占中国石油新增储量的半壁江山。至此，长庆油田共发现33个油田，提交石油探明储量累计超过40亿吨，为中国石油储量增长高峰期工程做出突出贡献。目前长庆油田发展成为我国第二大油气田和重要的能源战略接替区和天然气供销管网中心，为中国石油工业的蓬勃发展和保障国家能源安全做出了突出贡献。长庆油田已经成为中国油气当量最大的油田，油气管网运输业也迅速兴起，所管辖马惠宁线输油管道、中银输油管道和鸣红输水管道，油气管道长度总和已达383.7公里（杜朝锋等，2010）。但伴随而生的管道破裂、爆炸、起火等等事故也屡屡发生。这类事故往往造成巨大的经济损失、人身伤亡和环境破坏。因此有必要进行石油输送管道的安全运行研究，提升石油输送的安全性与输送效率(张耀东，2014)。1.2研究目的与意义目前，我国正处于经济高速发展期，应能源市场的刺激，管道运输行业发展迅猛，形成了大量输油管网和供气系统。按照打造中国重要的油气勘探开发生产基地，打造爱国创业求实奉献精神的员工队伍，打造国际一流的低渗透油气田研发中心的战略目标，长庆油田已规划了近期年产油气当量2000万吨和远期年产油气当量3000万吨的发展目标。为确保长庆油田的战略目标顺利实现，有必要提升石油输送管道运行安全。本文以长庆油田石油输送管道管理现状为研究对象，通过当前该地区石油输送管道发展现状与管理模式的实际分析，提出当前石油输送管道的安全运行状态以及危险因素，提出需要改进的关键，为提高石油输送安全性提供依据。1.3国内外研究现状1.3.1国外研究现状在管道运营商方面，美国科洛尼尔管道公司将管理的重点放在管道的可靠性及安全上，系统地进行了风险的分析，有效提高了系统的完整性。这个公司研发的风险评价模型将评价的指标分为腐蚀、设计因素、第三方破坏、操作不当等四个方面，能够帮助该公司确认管道的管道发生事故以及高风险区对民众安全以及环境造成的风险，进而制定了经济而有效的管道系统维护方法，还改善了系统的安全性（帅健，2010）。针对石油输送管道的风险来源，学者做了非常清楚的说明：除了包括材料及施工、设计文件、运行和维修记录、事故报告、验收与试压报告等，还包含输油气管道路由地区，更重要的是地区的资料（2011）。当前使用的管道还需从防腐检测、管道内检测、开挖验证等获得管道完整性的数据。第三方损害也是导致管道事故最主要原因。对于腐蚀风险，包括大气腐蚀、管道内腐蚀和埋地金属腐蚀三个方面；对于设计风险，包括管道安全系数、系统安全系数、疲劳、水击潜在危害、土壤移动等几个方面；对于误操作风险，包括设计、施工、运行和维护四个方面。Tixier等学者通过环境脆弱性评价对欧洲管道项目框架进行研究，提出潜在的环境风险因素（Tixieretal.，2006）。Valérie和Cécile基于Bowtie模型和安全栅管理性能提出石油管道安全控制方案（Valérie&Cécil，2006）。Olivier和Bruno提出SEVESOII指令框架下的管道工业风险评估方法（Olivier&Bruno，2006）。William和Mohammad以有关机率理论为依据，对管道工业风险评价的发展与应用进行总结（William&Mohammad，2005）。在具体的管道安全评估方面，学者基于DNVRP-F101标准的缺陷评估，通过评估受内压或受纵压与内压共同作用下的腐蚀缺陷，针对腐蚀情况进行评价（Noor，2011）。提供两种评估法，一种是依据DNV近海标准与海底管道系统的标准来确定的安全准则，考虑缺陷深度尺寸大小与管道材料性质问题，使用概率修正方程来确定被腐蚀的管道在安全运行下的允许操作压力。另一种是依据ASD标准对管道腐蚀缺陷失效压力进行计算，对于腐蚀缺陷尺寸的大小需自行判断。其可适用于管材的内外部腐蚀和焊缝缺陷，不适用该标准的方面包括碳钢管道以外的其他材料管道、交变荷载、尖口缺陷、腐蚀和裂纹的组合、腐蚀和机械损伤的组合、由于金属损失缺陷而形成的机械损伤、焊接造成的缺陷、缺陷深度超过原始管壁厚度的85%、转变温度在操作温度之上的材料、材料厚度超过1/2英寸（除非转变温度低于操作温度）、电焊管道的焊接处存在缺陷的管道、使用搭接焊或电炉平焊而形成的管道、半镇静钢等。有学者提出，常用石油管道防腐措施在可靠性、经济性指标上难以平衡。为了增加防腐措施的可靠性、降低耐蚀合金管道的成本，双金属复合管应运而生，并展现出广阔的应用前景（Place，Chen，2011）。国外双金属复合管的应用较为活跃，美国和俄罗斯早在上世纪八十年代就开始了相关研究（Kong，2011），美国墨西哥湾法尔韦油田、俄罗斯极北部和东部大陆架等油气田都有应用；德国Butting公司生产的机械复合管已有上千公里应用于欧洲、北美以及亚洲等国的海底和陆上油气管道；新奥尔良ShellOffshore公司对莫比尔湾输气管道广泛使用了双金属复合管道（Sami，2011）；ARCO阿拉斯加公司对阿拉斯加的普拉德霍湾输油管也采用了双金属复合管；英国PROCLAD公司生产的冶金复合管也在全球许多国家得到应用；日本NKK公司也研制成功了UOE工艺制造合金复合管，并应用推广到了高酸性油气田开采中。1.3.2国内研究现状我国学者从长输管道储运介质、储工艺、储运设备与设施、环境以及人力与安全管理等方面进行了深入的风险分析，并提出了风险控制措施。在分析输油、输气管道事故的基础上，探讨了导致油气管道事故的风险因素（汪长永，杨卫，2010）。研究人员分析了天然气长输管道输送介质、输送工艺和环境等方面的风险因素（杜金虎等，2014）。研究人员总结了我国油气管道风险评价中存在的真实可靠的原始数据较少、风险影响因素较难确定等问题，并建议从发挥技术标准的作用、建立油气管道信息数据库、完善管道风险评价体系等方面发展风险评价技术（韩磊.，2011）。对相关国家的典型管道事故进行的分析显示，对管道应进行区别性划分，考虑了泄漏事故的种后果。与此同时，随着国家“十五”科技攻关将城市埋地燃气管道列为影响城布安全的重大危险源并作为子课题进行立项，一系列方法包括失效树分析法、模糊数学、概率统计、数值模拟等方法逐步用于管道风险评价中，研究成果也得到广泛应用，以上作的开展，对于提高我国油气管道风险评价技术具有重要作用（何仁洋，修长征，2010）。在石油输送安全方面，研究人员总结了国内外输油管道泄漏检测的研究状况，详细阐述管道泄漏定位检测的原理方法、难点及解决办法，通过首末站设置GPS授时仪的方法实现首末站信号同步采集，并进行了验证（吴奇等，2012）。在总结国内外输油管道泄漏检测的研究状况后，研究人员详细阐述管道泄漏定位检测的原理方法、难点及解决办法，分析了压力波泄漏检测技术的定位原理以及影响准确定位的关键因素；采用流量平衡法判断管道是否发生泄漏；通过首末站设置GPS授时仪的方法实现首末站信号同步采（李旦，2013）。学者以中国石油公司为例，通过对国家油气战略通道安全平稳运行需求分析，提出海外油气管道实施完整性管理的必要性，为提高海外管道安全水平，避免海外投资遭受损失，需尽快开展海外管道的完整性技术应用工作，需要与国内管道完整性管理技术研究及应用单位相结合，充分发挥中国石油集团公司整体技术优势（冯庆善，2014）。针对国家油气战略通道安全平稳运行的需要，基于中国石油海外油气管道的基本特点，学者提出要进一步提高管道安全管理水平，与国际同行技术水平接轨，确保我国油气战略通道的安全运行，应将完整性管理理念深入到油气管道整个生命周期的各项生产（李大全等，2015）。中国石油管道公司提出新形势与安全要求下的石油输送运行新模式，包括运检分开，扁平化管理，成立运行筹备专门机构，以国际先进管理理念推进管理创新，加强员工的培训，有效地提高了管道的运行管理水平（房旭鹏，李国兴，2011）。学者介绍分级资源丰度类比法、EUR类比法和小面元容积法的原理、评价流程、关键参数和使用条件，并选用鄂尔多斯盆地延长组致密油作为研究实例，应用结果相互验证，揭示了延长组致密油地质资源潜力巨大（郭秋麟等，2013）。从软硬件设施、新技术方法研究及应用等方面，学者提出了加快我国非常规油气地球物理勘探技术发展的一些建议（赵万金等，2012）。在长庆油田的相关研究方面，有学者回顾了长庆油田40多年的油气勘探历程，系统总结了长庆油田各历史阶段的地质理论的提出和认识的突破，以及由此取得的油气勘探开发成果，阐述了科技进步对长庆油田发展的重要作用（杨华，2012）。另有学者采用套损管拔出、井下挂片和实验室研究相结合，研究了长庆油田的典型腐蚀套损的行为，在此基础上，鉴于油田特殊的自然环境和“三低”特点，设计并实施了环氧冷缠带加锌阳极与丛式井组阴极保护两项套管外防腐技术、点滴添加缓蚀剂和涂敷有机涂层两项套管内防腐措施，成功研制了相应的工程关键技术，形成了覆盖整个油田套管防腐的完整网络（周宗强，2009）。在分析国内外石油输送管道运营现状的基础上，学者孙森提出线路优化建议（孙森，2010）。有研究人员提出基风险因素分析的失效概率修正模型，通过层次分析法确定了类风险因素在我国油气长输管道系统中的重要度，根据风险闪素的重要度，将评分法的评价分值进行了调整，使评分更加符合我国油气长输管道的风险特征。通过依据修正分值进行评分，根据总得分选抒修正系数，实现了对我国油气长输管道失效概率的修正（张圣柱，2012）。研究人员针对长距离油气输送管道路由选线规划中涉及的各项法律法规和标准规范，从安全距离、环境保护、相关规划、管理要求等方面阐述了管道选线的基本要求。指出公共安全、生态安全优先，管道廊道统筹、土地资源集约利用，技术合理、经济可行是选线规划时应当遵循的3个重要原则（赵字，沈莉芳，2011）。田娜等将模糊综合评判法引入到管道风险评价中，通过对影响管道风险的评价指标(因素)体系的综合分析，确定了灰色综合评价的层次结构模型。构建了由第三方破坏指数、腐蚀指数、设计指数、错误指数、介质危险指数5大指标体系构成的管道系统风险综合评价指标体系，并采用层次分析与专家打分相结合的方法计算权重（田娜等，2006）。当前的研究多以石油输送管道安全性评价与检测技术等内容为主，较少涉及到通过建设全面的安全运行管理体系从管理手段、组织架构、宣传培训等系统性的进行管控，因此，本文以建立全面的石油输送管道安全运行管理体系为目标，进行相应的研究。1.4研究内容与方法1.4.1研究内容本文以长庆油田石油输送管道为研究对象，对管道运行安全管理现状进行了研究，对管道运行的危险因素进行了分析，提出当前管道运行中存在的问题，提出相应的对策建议，为完善长庆油田管道运行安全管理体系提供对策。1.4.2研究方法本文以当前国内外石油管道安全评价与管理手段研究成果为支持，采用对比分析法、定量分析法，以安全管理理论为基础，从长庆油田石油管道运行现状出发，采用灰色关联分析对当地石油管道运行现状进行评价，通过评价结果分析，在综合国内外先进经验的基础上，提出一系列完善建议，为提升当地石油管道运行效率与安全性提供理论依据。1.5研究创新点本文的创新点主要体现在对长庆油田石油管道运行安全进行了较为全面的评价，并依据评价结果提出当前存在的问题以及解决对策等，对整体的研究提供了更为科学的依据。第二章石油输送管道安全管理理论基础第二章石油输送管道安全管理理论基础2.1管道可靠性理论依据2.1.1管道可靠性相关指标可靠与失效是一对矛盾关系，这对矛盾的两个对立面又是可以相互转化的。可靠经过一段时间可以变为失效，失效经过修复后，又转化成可靠。可靠性是指产品或工程在规定了条件和规定了时间的情况下，完成规定功能的能力。在一定的温度、压力条件下，天然气长输管道在设计使用寿命时间内，能够完成设计规定的年输气量，就叫做可靠。对于可修复产品或工程，若再考虑维修性和有效性，则称为广义的可靠性。管道可靠性相关指标包括以下几个方面。（1）可靠度产品在规定了条件和规定了时间的情况下，完成规定功能的概率，记为R(t)，可靠度的值越大说明了产品在规定条件下和规定时间内完成规定功能的可靠性越大。R(t)也称为可靠度函数，是产品失效行为的概率描述。设产品出现故障前工作时间为T，规定的时间为t，则该产品在时刻t的可靠度表达式为：R(t)=P(T＞t)可靠度R(t)是时间函数，可靠度越大说明产品完成规定功能的可靠性越大。且0≤R(t)≤1。产品在开始投入使用时，可靠度为1，即R(0)=1；随着使用时间的增加，可靠度降低，且R(t)=0。（2）失效概率产品在规定条件下和规定时间内，不能完成规定功能的概率。根据某个产品的使用时间T的统计规律，可以用一个分布函数F(t)来描述。F(t)=P(T≥t)t＞0由该式可以看出，F(t)是描述产品失效时的时间少于或等于t的概率。在可靠性理论中，F(t)称为失效分布函数，根据失效分布函数和可靠度的定义，得出F(t)与R(t)的关系如下。F(t)=1-R(t)（3）失效强度失效强度是失效概率的密度函数，如果F(t)是可微的，则失效强度f(t)是F(t)关于时间的一阶导数，即：f(t)=dF(t)/dt=-dR(t)/dtt＞0（4）失效率失效率的数学定义是指产品在t时刻没有发生失效而在t时刻后单位时间内发生失效的概率。失效率通常记为λ(t)。其数学表达式为：λ(t)=P{t≤T≤t+∆t|T＞t}/∆t。由可靠度的分布函数可得：P{t≤T≤t+∆t|T＞t}={F(t+∆t)-F(t)}/(1-F(t))由此，导出失效率函数λ(t)与可靠度R(t)、分布函数F(t)和失效分布密度函数f(t)之间的关系：λ(t)={F(t+∆t)-F(t)}/{∆t(1-F(t))}=F'(t)/(1-F(t))=f(t)/R(t)。（5）平均寿命平均寿命是指产品在失效前的时间期望值。对于不可修复的产品来说，平均寿命就是该产品失效前工作时间的平均值，记为MTTF（MeanTimeToFailure）；对于可修复的产品来说，平均寿命就是指该产品的平均故障间隔时间，记为MTBF（MeanTimeBetweenFailure）；当只考虑第一次失效钱的工作时间时，两者是等效的。从数学角度，MTTF可定义为：MTTF=2.1.2管道事故分类管道事故通常分为三类：Ⅰ类事故、Ⅱ类事故和Ⅲ类事故。Ⅰ类事故是指由于自然灾害、工程隐患或第三方破坏（含恐怖袭击）等引发的管道产生较大裂纹或断裂，导致石油泄漏、爆炸着火并对人员造成严重伤害、对周边环境产生严重影响或管道严重扭曲变形而必须中断供油的事故。Ⅱ类事故是指由于腐蚀或人为破坏引起的管道穿孔（主要是腐蚀穿孔）或微小裂纹，导致石油少量泄漏，或由于自然灾害而导致的管道裸露、悬空或漂浮，可以在线补燥和处理的事故。Ⅲ类事故是指因设备、设施故障或其它原因造成的站场、阀室通讯故障、电力中断、管线冻凝等，但可以通过站场内工艺调整和其它临时措施处理而不对管道运行和输油造成影响的事故。目前，国内外对管道系统的可靠性评价衡量主要是依据相应的事故率来预测。管道系统的可靠性研究是把整个管道系统看作一个串联或并联系统，运用可靠性的理论方法和各种概率条件的假设，以故障率的统计为参量的可靠度分析方案。管道事故统计数据库是管道可靠性评价的基础依据，其为可靠性评价的前提准备。2.1.3管道可靠性评价方法（1）肯特法美国管道可靠性管理方面的标准明确要求管道运营公司对管道开展风险评价工作。管道风险评价技术按照结果的量化程度分为定性、半定量和定量3种类型。定性评价技术的评价结果一般为风险等级或其他定性描述；半定量评价技术一般是指标体系法，结果为一相对数值，用其高低来表示风险的相对高低，无量纲；定量评价技术的评价结果是具有实际意义的数值，有量纲，用其绝对大小表示风险的高低（张华兵，2008）。肯特法是半定量评价技术的典型代表（Kent，2004），简单易懂，可操作性好，在国际上得到广泛应用。基本计算公式如下。PRV=SI/LIC=(TPDI+CI+DI+MOI)/LIC式中RRV为相对风险值；SI为指数和；LIC为泄漏影响系数；TPDI为第三方破坏指数；CI为腐蚀指数；DI为设计指数；MOI为误操作指数。其中4项指数满分均为100分，0分为最危险情况。泄漏影响系数涉及输送介质的危险性，可能的泄漏量和扩散范围，以及周围受影响的人员与环境，其结果为三者分值的乘积。（2）蒙特卡洛法蒙特卡洛法（Monte-CarloMethod），也称统计模拟方法，是于20世纪40年代提出来的，该方法是一种以概率统计理论为基础的数值计算方法。但由于提出时间早、计算工作量大，所以蒙特卡洛法一直没有应用到实际中。随着计算技术的发展和提高，使得蒙特卡洛法受到了重视。蒙特卡洛法是利用方差缩减技术，在计算工作量增加不大的情况下，减少模拟次数，大大提高了计算的效率。它不需要了解计算数值的分布情况，可以人为的假设一种概率分布模型，使它的某些参数恰好满足我们所需要计算的数值；也可以通过实验，用统计方法求出这些参数的估计值，把这些估计值作为要求数值的近似值。蒙特卡洛法的主要思想就是把这些离散的随机变量分布转换成预期的连续分布，通过把这些随机变量变某种有规律的分布，来确定项目的风险和不确定因素。蒙特卡洛法的最大优点就是适用于非线性的和任意分布的极限状态函数，变量之间是否相关并不影响计算的工作量和准确度，计算工作量和失效概率只与随机变量的离散长度有关。因此，对于具有非线性的极限状态函数来说，蒙特卡洛法是一种非常有效的可靠性研究方法。（3）事件树分析方法（ETA）ETA的理论基础是系统工程的决策论。ETA是一种逻辑的演绎法，它在给定一个初因事件的情况下，分析此初因事件可能导致的各种事件序列的结果，从而定性与定量地评价系统的特性，并帮助分析人员获得正确的决策，它常用于安全系统的事故分析和系统的可靠性分析，由于事件序列是以图形表示，并且呈扇状，故称事件树。该方法是从原因到结果的归纳分析法。其分析方法是：从一个初因事件开始，按照事故发展过程中事件出现与不出现，交替考虑成功与失败两种可能性，然后再把这两种可能性又分别作为新的初因事件进行分析，直到分析最后结果为止。其特点是能够看到事故发生的动态发展过程。在进行定量分析时，各事件都要按条件概率来考虑，即后一事件是在前一事件出现的情况下出现的条件概率。（4）层次分析法（AHP）处理层次分析法（analytichierarchyprocess,AHP）是由美国运筹学家T.L.Saaty提出的一种定性与定量分析相结合的多目标层次权重决策分析方法。其主要思路是：根据问题要达到的总目标，将其分解为不同的组成元素，并按照元素间的相互关联Ｌ义及隶属关系组合成不同的层次，形成一个多层次的层次结构模型，从而使问题最终归结为最低层相对于最窩层的相巧重要权值的确定，排列出相对优劣次序，作出优化决策。AHP法的主要功能是能够使决策者把难以量化的指标通过专家打分进行量化，便于使决策者的目标准确可靠，从而提高企业的经营效率和效果。层次分析法主要有四个步骤：建立层次结构模型、构造判断矩阵、层次单排序及一致性检验、层次总排序及一致性检验。2.2管道风险控制理论依据2.2.1管道事故风险因素识别石油输送管道利用热能和压能对油品进行输送，在运输过程中，涉及易燃、易爆的危险品，输送工艺复杂，输送线路长，管道所经过的地域自然条件复杂，同时受到管道附近第三方人员的影响，存在的风险因素多。在对石油长输管道进行风险因素研究过程中，对储运介质的风险、设计风险、腐蚀风险、自然环境风险、第方行为风险和操作风险等个方面进行分析，并对其是否构成重大危险源进行辨识。（1）介质风险石油是十分复杂的经类及非烃类化合物的混合物，通常是黑色、褐色或黄色的流动或半流动的粘稠液体，主要含C、S、O、H、N五种元素。石油相对密度一般在0.75-0.95之间；凝固点大约在-35-55℃之间；闪点＜-18℃，自然温度350℃爆炸极限1.1-8.7。①易燃性根据《石油化工企业设计防火规范》及《石油和天然气工程设计防火规范》对可燃液体火灾危险特性的分类，且石油的闪点低于28℃，将石油的火灾危险性划分为甲类，属于中闪点易燃液体。同时，石油各组分的爆炸极限范围很宽，且所需的最小点火能也很低，具有高爆炸危险性，很容易发生爆炸事故。②易爆型爆炸浓度极限范围越宽，爆炸下限浓度值越低，该物质的爆炸危险性越大。对予原池、汽油、柴油、煤油和天然气，应重视物质的泄漏和爆炸性蒸气的产生和积聚，同时油品在着火燃烧的过程中，空气内气体空间的油气浓度会随着燃烧状况而不断变化，导致油品的燃烧和爆炸发生相转变、交替进行。③毒性石油、汽油、柴油、煤油等油品所挥发出的油气对人体有一定的毒害作用，其中毒害作用最为严重的是汽油蒸气，不饱和径和芳香轻是导致毒害的主要物质。汽油属于麻醉性毒物，对皮肤和粘膜具有刺激性，长期接触会导致皮肤皲裂、角质性皮炎，大量吸入汽油蒸气会引起麻醉、兴奋、醉酒症状，并伴有恶心和呕吐，长期吸入会导致头痛、失眠、乏力等，有时会出现汽油性癔症。天然气是经类混合物，属低毒性物质，但长期接触会导致神经衰弱，甲烷属于单纯窒息性气体，高浓度时会因缺氧室息而引起中毒，天然气中所含的染质硫化氢为中等毒性物质，具有臭鸡蛋气味，是强烈的神经毒物，作业场所的H2S最高容许浓度为10mg/m3。④静电荷积聚性油品（包括石油、汽油、柴油、煤油等）的电阻率一般大于1012Ω·m，油品在沿管道流动过程中会与管壁摩擦产生静电且不易消除，压缩气体从管口或破损处高速喷出时，由丁强烈的摩擦作用也会产生静电。静电放电是静电的主要危害，放电产生的电火花能量达到油品蒸气的最小点火能并且油品蒸气浓度处于燃烧、爆炸极限范围内时，燃烧、爆炸等事故就有可能发生。（2）设计风险①设计不合理长输管道系统设计的合理性是决定系统安全运行的关键，设计质的高低会直接影响工程质量，下列因素会影响设计质量：工艺流程、设备布置不合理；水力、热力等工艺参数的确定不当；不同等级地区或穿跨越区域的管道强度设计系数不准确；管道、站库、储存库的位置选择不合理；管件、法兰、阀门、压力表、安全阀、粟、压缩机等材料选材、设备选型不合理；管道内外防腐材料选择不当、施工方法不正确、未充分考虑周围环境特点等导致防腐蚀设计不合理；管道布置不合理，柔性考虑不周全；未考虑定期检验或清管要求，管道、压力设备不能满足工艺要求等不合理的结构设计；防雷、防静电设计存在缺陷等。②施工质量不合格管道的施工质量直接决定管道的安全运行和使用寿命。影响施质的因素较多，大致包括以下几个方面：管道施工队伍的管理能力、施工设备、人员尤其是特种作业人员技术水平；强力组装过程中带来的管道变形、材质状态被破坏、防腐层受损、超差错边等问题；燥接过程中出现的裂纹、夹澄、未溶透、未溶合、择瘤、气孔、咬边等问题；钢管补口、补伤质问题；管道埋深不够、管沟基础不实、管道悬空、冋填过程防腐屋受破坏、管架强度不够等管沟、管架存在的质量问题；公路、铁路及江河的管道穿跨越工程质量问题；管道施质检验控制题等。（3）使用损坏风险①管道水击石油管道内的油品和天然气在一定压力下流动过程中，遇到管道中的阀门突然开启、关闭或水栗因故突然停止作或粟输出不稳定时，会使流体的流速急剧变化，造成管道内的压强发生大幅度交替升降，从而发生水布现象。水击对长输管道密闭输送工艺的危害主耍有两方面，一是引起管内压力突变，造成压力波在管内迅速传播，使管道超出允许承载能力，导致破坏并引发事故，水击经常发生会使管道因振动造成疲劳破坏；二是高压强水击波在管道内传播过程中，会造成输送录、阀门、计设施、监测系统等设备设施故障。②腐蚀破坏地面管道由于受到大气中的水、氧、酸性污染物等物质的作用会导致人气腐蚀，埋地管道受所处环境的土壤类报、电阻率、含水量、pH值、硫化物含量、氧化还原电位、微生物、染散电流及干扰电流等因素的影响，会造成管道电化学腐蚀、微生物腐蚀等。按照腐蚀部位可分为内腐蚀和外腐蚀，按照腐蚀机理可分为化学腐蚀和电化学腐蚀。内腐蚀是水在管道内壁形成一层亲水膜并形成原电池所发生的电化学腐蚀，在管道低佳积水处，气液交界面的部位电化学腐蚀最为激烈。外腐蚀情况较复杂，架空管道易受人气腐蚀，埋地管道易受土壤、细菌和杂散电流的腐蚀，其中土壤的性质决定管道的腐蚀速率，细菌在新陈代谢过程中直接参与腐蚀作用，直流电对管道的危害较火。③疲劳破坏油品和天然气是通过输送亲和压缩机提供的压力能在管道内流动，管道经常开停车或变负荷，穿越公路、铁路处地基振动会产生管道振动，管道发生水市时输送介质在管道内产生不规则的压力波动，都会引起交变应力。加热输送过程中，管道内介质与周围土壤环境通过管道外壁发生热交换，特别是输送系统热不稳或流量经常变化时，会产生热应力并导致管道疲劳。管道的几何不连续处是应力集中区，交变应力的作用会使儿何不连续部位或管道缺陷部位产生疲穷裂纹，疲劳裂纹会不断扩展并最终贯穿整个壁厚。（4）自然环境风险自然环境灾害主要分为地质灾害、环境灾害和气候灾害，其中地质灾害对长输管道的影响尤为显著。①地质灾害自然变异或人为作用能够导致地质环境或地质体发生变化，当变化达到一定程度时会对人类和社会造成危害，这种危害称为地质灾害，如地震、泥石流等。对于长输管道，影响较人的儿类地质灾害包括地震、滑坡与树塌、地面沉降、土地沙化和水土流失等。地震灾害是由传播的地震波和永久性地土变形而引起的，对长输管道、输送站场可能导致电力、通信系统破坏，永久性地土变形，地震波拉伸长输管道，电磁波干扰仪器、仪表正常作等影响。滑坡与坍塌会损坏长输管道电力、通信系统，所形成的岩石或泥石流会造成管道拉伸、弯曲，引发的洪水冲刷会导致管道悬空，给管道和站场带来破坏。地面沉降会导致管道下部悬空或产生相应变形，严重时发生断裂，造成地油气储存设施的破坏，并会对站场、储存库的建构筑物造成损坏。裸露管道的防腐覆盖保护层会因土地沙化和水土流失而易于老化，导致管道使用寿命缩短，管道埋深的恒压作用受到破坏，在热应力的作用管道会产生弯曲变形，长距离悬空会使管道悬空失稳而折断。②环境灾害环境污染是导致环境灾害的主要原因，环境灾害包括工业“二废”（废水、废渔、废气）污染、酸雨、全球性气候异常等，其中腐蚀是对长输管道的主耍危害。③气候灾害气候灾害是因大气作用而造成的损害。台风、雷电、低温和洪水等是对油气长输管道危害较为严重的灾害。台风会破坏长输管道、站场的供电和通信系统，损坏港口输送接收站、陆地管道及储存库内的设备设施，造成建构筑物倒塌而损害管道或设备设施。雷电会带来电性质、热性质、设备设施损坏等三类破坏。防雷设施的缺陷会导致建构）筑物遭遇直接雷击破坏，对丁储油罐雷击可能会引发燃烧甚至爆炸，雷击也会对电力、电气系统造成害。低温对长输管道的危害包括两个方面。一是导致管材因低温发生脆化，钢材的强度随着温度降低而提高，但其铺性会降低，钢材由初性状态转变为脆性状态；二是所输送介质中的液体、气体会因低温发生相变，例如水蒸气变为水或水变成冰，从而导致管路阻塞。洪水会破坏长输管道的电力、通信系统，冲刷管道周围覆盖土层导致管道裸露或悬空，火面积的洪水会使管道地基发生沉降，洪水引发的泥流会使管道受到挤压。（5）第三方行为风险由于第三方意外的或者是有意的行为导致的事故。这其中包括“附带发生”的损坏，主要指当伤害管道行为它发生的时候未被发现从而导致在以后的某一时刻发生的管道事故。当管道穿越商业、工业、住宅等人员活动密集区域时，道路、房屋、给排水等设施构筑物施工建设相对频繁。①无意损害长输管道建设过程中，由于线路长、面积广，为了降低成本，管道运营企业只购买了管廊使用权，不拥有管廊所有权。管道经过经济发达地和人员活动密集区域时，道路、桥梁等建构筑物的建设施：工比较频繁，各种地下管道分别隶属于不同的主管部门，不便于进行统一管理，同时管道运营企业并不拥有管廊所有权，致使长输管道因施工而受损的现象经常发生。铁路、公路、航道进行维护施工作业时，如果未充分考虑管道建设中穿越工程铁路、公路、河流的安全，会容易使管道受到破坏。管道附近甚至管道上存在的生产现象或是取土作业容易破坏管道的埋深恒压状态，管道附近的施工、爆破作业会使地基沉降从而导致管道悬空。在管道附近空地甚至管道上修建公路或建构筑物、或者进行挖沙、打井等作业，容易破坏管道基础、增加管道负荷、从而使管道的恒压状态受到破坏。山林、田野等管道经常经过的地通常生长有灌木等植物，当管道附近甚至管道上有根深植物生长时，可能破坏管道的防腐覆盖层导致防腐失效。②蓄意破坏盗、扒管道防腐层、仪器仪表、阀门或附属设施，在管道上开孔盗油、盗气，或者蓄意破坏恐怖袭击管道、设施等是长输管道蓄意破坏的主要形式。蓄意破坏导致的严重后果有以下几种情况：不法分子在冬季进行打孔盗油时，由于气温较低，如果停输抢修时间过长，石油极易在管内凝结从而发生“凝管”事故，人量管道会因凝管被毁；金属本体及防护系统会因管道频繁补燥遭到严重破坏，管道强度会出现下降，管道寿命会因停输抢修后的频繁启动运行而缩短；不法分子打孔盗窃后，油品、天然气仍在大量迅速泄漏，由于油品和天然气的理化性质，火灾爆炸事故时有发生；打孔盗油过程中，油品会大量泄漏，会给周围环境带来严重污染；盗窃或恐怖袭击导致的停输，会严重影响油品及天然气的供应，会导致经济波动甚至社会影响。（6）操作风险①违章作业在油气管道系统中，违章作业主要表现为违章动火、违章电操作、违章开关阀门、违章操作输送栗和压缩机组、检修、抢修违章、违章充装等。由于操作人员、管理人员身的技术水平和业务素质不高，以及安全意识不强等因素，违章作业时有发生，给油气长输管道带来巨大隐患。②管理不规范管理包括设置安全管理机构、建立相关管理制度、定期进行安全教育培训、开展安全检查及隐患治理、制定安全技术措施及计划、编制应急救援预案并进行演练等内容，安全管理的水平直接决定油气长输管道系统的正常运行。油气长输管道输送的是易燃、易爆的危险品，并且工艺复杂，管理不规范、制度不落实等情况会导致事故的发生。③定期检验困难长输管道路线长，并且大都埋地敷设、隐蔽性强，人员难以进入管道进行直接检验，给检验带来困难。同时我国检验法规、标准不完善，目前只有《在用工业管道定期检验规程》，没有针对长输管道的定期检验标准，并且检验设备和检验手段亟待提高，另一方面，鉴丁管道复杂的敷设方式，对于管道安全状况的评定难度较大。2.2.2管道风险控制方法（1）实时监测监测对风险的影响主要表现在失效概率，而要规避风险，关键在于降低概率，避免失效事件的发生。应当定期对管道进行监/检测，确保其处于良好状态。对管道安全风险较大的区段和场所应当进行重点监测，掌握管道运行环境，提前发现管道缺陷，明确管道腐蚀状况，确保输气管道安全输送，采取有效措施防止管道事故的发生。监测内容包括以下几个方面。①宏观监测针对管道位置、走向和埋深，阴保测试桩、标志桩、光缆桩，管道沿线防护带调查进行实时监测；做好地面泄漏、水工保护设施完好的检查。②防腐层检测防腐层检测包括整体防腐层评价以及缺陷点检测、定位两个方面。③阴极保护管道任意位置电位检测（建议使用DCVG/CIPS），以及恒电位仪的长效参比电极对比测试。④管道附属设备检测进行管道沿线土壤电阻率、阳极地床测试接地电阻、绝缘接头（法兰）绝缘性能以及可疑地区杂散电流的检测。⑤开挖检测开挖检测内容包括防腐层外观、厚度、粘结力、漏点检测，管体腐蚀形貌、腐蚀产物、腐蚀类型确定，管壁厚度、腐蚀面积，管体内腐蚀检测、分析，开挖点管道内腐蚀状况，环焊缝缺陷无损检测，焊缝缺陷评级，开挖点防腐层修复、回填、恢复现场等内容。（2）管道维修维护对于在监/检测过程中发现的管体、防腐层缺陷或附属设施的破坏问题，应及时进行管道及附属设施的维修和维护，以保证管道的安全运行，减少管道失效概率。具体措施应包括管道的补强修复、更换管道、涂层修补、腐蚀设施维护等，其中,涂层修补可以采用吸附（膜）型缓蚀剂来阻滞金属腐蚀。针对不同区域，采取不同的维护维修措施。①管道维护维修对于缺陷深度小于管体厚度80%的较小缺陷可以采用碳纤维补强修复。对于缺陷深度大于管体厚度80%的缺陷或不足80%但面积较大可以考虑更换管段。（参考SYT6151-1995钢质管道管体腐蚀损伤评价方法）②防腐层/涂层维护维修对直径小于10mm的漏点和损伤，且深度不超过防腐层厚度的50%时，用PE棒或修补粉进行修补；对直径小于等于30mm的损伤，采用辐射交联聚乙烯补伤片修补；对直径大于30mm的缺陷，应环向剥皮用热收缩套进行修补。③附属设施维护维修阴保测试桩、标志桩、光缆桩如遇破坏应尽快更新；管道沿线防护带调查如遇破换更尽快修复；水工保护设施如埳塌应尽快修复。其他设施如阳极地床、恒电位仪、绝缘法兰、站内测试箱等均应及时维修。（3）管道失效预防SRRA是一种评估构件失效概率的方法,它是基于PSM中的失效数据、分析模型、专家意见、构件初始状态假设、结构老化、载荷条件、构件寿命和控制顺序,也可用于决策分析以确定是否需要修理、维修或继续观察。在此基础上，可以使管道的预测预防对管线能否安全运行、是否需要更换、剩余使用寿命等做出客观准确的判断，管道的安全评价常用于管道的预测预防，包括剩余强度评价和剩余寿命预测两部分。剩余强度是评价设备和管道的当前状况，剩余寿命则是在剩余强度评估的基础上进行预测设备和管道未来发展。含有缺陷管道剩余强度评价是在缺陷检测基础上，对管道剩余承压能力的定量评价。若剩余强度评价结果表明损伤管道适用于目前的工作条件，则只要建立合适的监测/检测程序，管道可以在目前工作条件下继续安全运行。若评价结果表明损伤管道不适合目前操作条件，则宜对该管道降级使用，也就是降低管道最大允许工作压力（MAWP），或进行修复或换管，重新评价后再投入使用。风险管理规范建立管道运营管理部门应当建立合理的管理规范，能够最大限度的预防管道事故的发生和降低管道失效的概率，通过规范对人员的培训、公众的宣传、管道的维护和检测系统的完善起到良好的执行和管理作用。风险管理规范具体内容可以参照下表所示。表3-1风险管理规范建议规范项目规范内容备注一呼即通设备定位系统一呼即通设备定位系统，确保在每次呼叫报告时正确地找出和标记管道的位置可通过对沿线居民及巡线人员与管道报警中心的有效配合来完成管道标志公路、铁路和河流穿越段的两边应设明显的管道标志。在第三方活动频繁的地区，应设置管道中心线标志。所有地面管道标志应标有管道运营公司24小时紧急抢修值班电话管道也应正确设置的航空标志，以利于对管道进行周期性空中巡检光纤或电子地面侵入监测系统电缆被破坏或者剪断，监控装置光纤或者电子地面破坏监控系统应在第一时间发出警报，准确定位破坏位置埋设深度严格按照国家和施工规范的规定埋设深度埋设管道巡线员工若发现埋深不够，应及时增加埋深公众教育应对公众进行教育。内容包括教育公众、应急反应人员、挖掘人员有关管道潜在的危险及管道设备的应急反应措施等在第三方破坏易发生的高危地段，油田公司应按照管道完整性管理要求加大对公众教育的力度。进一步贯彻、落实《石油天然气管道保护条例》管道用地维护管道用地维护计划应采取有效措施减少第三方破坏，提高应急反应能力经常维护管带（如灌木的清除、更换管道标志等)，更有利提醒第三方对管道的保护巡检频率严格执行每日巡线，建立巡线监督体制2.3石油输送管道安全管理的国际比较2.3.1美洲国家石油输送管道管理经验分析1999年美国华盛顿州的汽油泄露事件是由管道断裂引发，汽油泄漏后流入附近的一条小溪，形成了长度约为850m的扩散带，其总泄漏量约为89.7×104L，管道泄漏30min后，流入小溪中的汽油被点燃并发生了爆炸，造成3人死亡，8人受伤，1处住宅及1座水处理厂受到严重破坏。事故调查发现，管道断裂部位周围有多达33处划痕，其中1处管道划痕产生了67mm长的裂口，并有高铬合金残留于这些划痕的外表面，为挖掘过程中造成的划痕，而断裂时此处压力约为9.88MPa，超出允许操作最大值9.93MPa，得出结论为管道承压能力由于外部损伤下降引起的事故。美国相关管理部门对这一事故进行了三个方面的分析。首先是针对日常检测记录的核对，发现内部检测结果出现的问题未得到有效的评估与分析，按照规定公司需要每隔5年进行一次管道内部检测，在1991年的检测中未发现异常，而在1996年的常规漏磁检测器进行检测后发现断裂处附近异常，在1997年通过几何测径工具进行确认后，发现断裂处的明显凹陷，但结果未引起重视，导致管道在其后的2年中在存在安全隐患的情况下继续运行。其次是对于监管责任的追究，由于此次事故的原因是由于安全隐患未进行即时改造造成，对管道公司予以惩罚。最后是针对检测系统与相关安全管理制度的完善，通过调整原过压保护装置限定值，对终端中截断阀进行校准，确保管道加压泵自动停止的压力处于安全范围；同时进行内部控制系统与数据库的完善，增强异常情况的应对措施。加拿大的管道法规制定工作开始于20世纪60年代，其中最主要的联邦法规是由加拿大标准委员会（StandardsCouncilofCanada，后称SCC）所制定。1986年，基于ASMEB31.4和B31.8，SCC编制并颁布了分别适用于输油管道和输气管道的联邦法规CSAZ183和CSAZ184。1994年这两部法规在修订时进行了合并，形成了《油气管道系统》，即CSAZ66，是一部同时适用于输油和输气管道系统的混合法规。20世纪90年代中期，加拿大能源管理局开始关注条油气输送管线上发生的应力腐蚀开裂，提出降低操作压力是处理管道应力腐蚀开裂问题的方法之一。通过实施应力腐蚀开裂管理程序，在加拿大的管道再也没有出现过其他问题，所以在后期的管道设计中沿用相关标准中规定的强度设计系数。根据加拿大现有的管线设计规范CSAZ662-07，一级地区输气管线的最大允许操作压力的取值应是设计压力,0.8倍强度测试压力中较小的一个。该标准还规定，如果管道采用0.8强度设计系数运行，管子的强度试压应该是基于100%最小屈服强度进行。2.3.2欧洲国家石油输送管道管理经验分析在俄罗斯，由第三方破坏原因而造成的事故数量所占百分比很大。线路状况影响燃气管道安全主要分为两个方面。一方面，埋深深度是直接影响燃气管道安全的因素，主要表现在管道周围的的地面由于各方面的原因产生的对管道的冲击作用。如在公路下方埋设的燃气管线，当有汽车经过时则对地面产生压力，直接作用于管道，此时管道上方的土质以及管道埋深直接影响管道所受到的压力。日积月累的叠加作用可能导致管道破坏，引发燃气泄漏等一系列严重后果。另外，若管道埋深较浅，而城市气候四季温差较大，埋在地下的管道热胀冷缩，容易造成局部管道的应力裂纹，燃气泄漏。另一方面，管道在敷设过程中，沿线的地形、人口密度以及路线选择等因素也间接影响着燃气管道的安全性，若敷设管道所在地的地形起伏多变，人口密度过于集中，那么管道在这样的环境中，也就更加容易遭到破坏，反之，则安全的多。地面活动情况也是燃气管道的一个潜在隐患，如工业建筑活动、车辆活动、市政活动等。在地面活动中，工业建筑活动对管道的安全威胁最大，随着现代生活品质的逐步提高，各行各业都在积极建设，因而由于施工过程当中的不当施工或者资料不足等原因造成的燃气事故屡见不鲜。其次，是频繁的市政工程施工，尤其随着城市市容规划建设工作的推进，道路、铁路及埋地其他设施的施工活动也逐步增加，管道受到的冲击、挤压的频率也就越大。在1981-1985年间，由于腐蚀因素导致管道事故发生了186起，而1986-1990年为114起，减少了1/3以上，其原因为：一是，管道施工的双方都比以往更加注重工程质量和验收标准，安全意识逐渐有所提升，降低了事故发生概率；二是，天然气资源供给需求逐渐增大，俄罗斯所建设的许多大直径输气管网和跨国管道条的均在1220～1420mm之间，管道材质很好，管壁较厚，再加上运行的时间短，维护保养充分，故而事故率较低。2.3.3国外石油输送管道管理经验总结将外国石油输送管道运行与安全管理现状进行总结，尤其是发达国家石油输送管道的管理经验，集中体现在风险因素识别与评估的全面性与科学性方面，讲管道隐患可能造成的危害进行详细分析，制定相应的规避策略。第四章长庆油田石油输送管道安全运行评价第三章长庆油田石油输送管道安全运行管理现状分析3.1长庆油田石油管道基本情况3.1.1长庆油田石油管道分布情况长庆油田分公司是中国石油天然气股份有限公司所属的地区分公司，主营鄂尔多斯盆地石油、天然气及其共生、伴生资源和非油气矿藏的勘探、开发和生产，油气集输和储运，油气产品销售，勘探开发规划和科研等业务。公司总部设在西安市，主要工作区域为中国第二大沉积盆地一鄂尔多斯盆地，横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区，面积达37万平方公里。中国石油长庆油田分公司勘探开发的鄂尔多斯盆地被誉为国家战略资源的“聚宝盆”，是中国石油二十一世纪潜力巨大的战略接替地区之一，是中国西部发展前景广阔的石油天然气工业基地，是中国具有鲜明成长性和前瞻性的未来又一能源中心，井被国家确定西部矿产资源十大集中开发区之一。目前已投人开发油田33个，其中安塞、靖安及超四亿吨级西峰人油田的开发举世瞩目。3.1.2长庆油田石油管道特点分析日前从中国石油集团获悉，中国石油长庆油田2015年全年新增石油探明地质储量3.65亿吨，占中国石油新增储量的半壁江山。至此，长庆油田共发现33个油田，提交石油探明储量累计超过40亿吨。据介绍，2015年，长庆油田首次在陇东环江地区新增探明储量1.1亿吨，形成超3亿吨的规模储量。同时，首次在盆地延长组长9新层提交石油探明地质储量超过3000万吨。积极开拓致密油评价新领域，在陇东油区宁89井区长7致密油水平井试验获重要进展，完井试油的4口水平井日产均超过50吨。近几年来，长庆油田分公司年油气储量，产量增长均名列中国石油第一，石油探明储量每年增加1亿吨，天然气探明储量每年增长近1千亿立方米。油气产量大幅度攀升，连续6年超百万吨增产。企业效益亦连创新水平，利润、销售收入、投资回报率年年迈上新台阶，已成为我国陆上第三大油气田、中国石油第二大油气田。2007年，长庆油田年产油气当量突破巧1000万吨。按照打造中国重要的油气勘探开发生产基地，打造爱国创业求实奉献精神的员工队伍，打造国际一流的低渗透油气田研发中心的战略目标，长庆油田已规划了近期年产油气当量2000万吨和远期年产油气当量3000万吨的发展目标。长庆油田主要管道如下表所示。表3-2长庆油田主要石油管线石油管线起点-终点管径（毫米）长度（千米）年输油能力（万吨）投入使用时间马惠宁线环县-中宁3772703501978年7月1日靖马线靖边-环县2192011101997年10月1日中银线中宁-银川2731141202001年4月27日靖咸线靖边-咸阳377463.63252001年1月1日靖惠线靖边-惠安堡3772163502003年9月28日庆咸线庆阳-咸阳3772603002006年11月2日3.2长庆油田石油管道安全运行管理现状3.2.1长庆油田石油管道安全管理职责分工从宏观上看，长庆油田公司的组织结构是按照地区事业部和直线职能式的交叉模式设置，按照不同的业务模块进行相应的安全管理工作。总体的管道安全管理制度与决策由最高管理层面负责，包括总经理、副总经理和机关职能处室三类成员。通过定期召开的安全管理会议进行相应的安全管理信息反馈、风险识别等，要求决策层具备有相关的素质，一方面要对管道危险因素有充分的了解，另一方面对外界环境条件以及管道运行状态有必要的掌握。执行层面的管理部门包括不同地区的各采油(气)厂、科研院所、集输公司、炼油化工厂及销售部门等，由于地区分散，决策层面给予执行层面较灵活的自主权，要求这一管理层的人员对决策层的指令有较强的领悟能力，并能独立作战，发生危险第一时间作出最大限度减少损失的决定。图3-1长庆油田组织架构3.2.2长庆油田石油管道风险识别与控制程序长庆油田对辨识出的危险源通过LEC评价法进行评价，评价结果根据事故危险程度（表3-2）分等级制定控制措施。一般而言，D值（事故危害程度，下同）在小于20的时候我们可以不制定具体的控制措施，只需要人员增强安全意思，在作业过程中注意，预防事故的发生，及时发生，后果也较轻微，易于处置；当D值大于20，且小于70时，属于一般危险，我们主要通过加强人员业务素质和安全处置能力，操作人员在“四懂三会（懂原理、懂构造、懂用途、懂性能，会操作、会维护、会排除一般故障）”基础上规范操作，就可以有效的控制大量操作过程中的一般风险；当D值大于70，且小于160时，我们认为改作业总在显著风险，我们需要严格规范作业程序，并针对可能爆发的事故制定应急处置程序，只要事故爆发，现场及岗位人员通过得当的应急处置，可以有效的使事故消灭而不致扩大；当D值大于160时，风险高度危险，需立即整改或停止作业，针对这样的风险，我们应该制定专项的应急响应预案，当事故爆发后，需要立即启动对应预案，不同岗位，不同工种的人员形成有效的应急队伍有效利用应急措施或应急物质来响应和处置。按照海因里希法则，事故和危险背后是众多的事件和隐患，基础管理非常重要，我们要有效地进行安全管理，在源头降低因事件及隐患爆发形成事故和危险的方法来保障安全，同时我们针对显著危险和高度风险，应该制定卓有成效的应急处置程序或应急响应预案，并加强人员学习和演练、应急物质储备和管理，以应对突发事件。表3-3长庆油田事故危险程度D值危险程度D值危险程度＞320极其危险，不能继续作业20-70一般危险，需要注意160-320高度危险，要立即整改＜20稍有危险，可以接受70-160显著危险，需要整改3.2.3长庆油田石油管道管理沟通与监督机制长庆油田采用“三级监控”模式进行管道监督管理，第一级由管网上的重要节点、无人站、住人站、储配站组成，这些点、站是天然气输配直接监测和进行控制操作的生产一线场所；第二级为各个测控点、站的直管部门；第三级为燃气企业的总调室，实行全系统管理监督控制。通过公司总调室对全市管网进行压力、流量平衡控制调度；下级监控部门对管网压力、流量平衡控制调度进行监督，保证第一级指令实施。在设备上由软件进行限制。在管网运行过程中，系统根据测得的数据与给定值连续不停地进行比较计算，将所得偏差值进行负反馈调节，使系统输出始终稳定在给定状态上。其中主要调节参数是压力。在调节中用“人工调节”改变给定状态，以“自动调节”可实现无扰动切换。系统管理主要是站点安全管理、系统各设备仪器正常运转的程序管理、系统故障监测和安全自卫等；外转管理是对与本系统联网的其他系统协调外转与本系统的关系，做到相互资源共享。3.3长庆油田石油管道危险因素分析3.3.1运输物质危害分析长庆油区石油管道埋地管道的腐蚀因素主要是输送石油中含有少量的水分、微量腐蚀性物质（含硫物质和氯离子等）、外防腐涂层失效、管道变薄、阴极保护失效等，使得石油在一定的温度和压力下失控，从而导致事故的发生。3.3.2管道因素危害分析材料缺陷施工及管材缺陷即管道施工或是管道母材中存在的缺陷，使得管道在带压输送中产生失效现象。管道施工粗糙使得管道存在潜在的质量隐患，岸接工艺欠佳致使燥口质量不达标，同时傳缝内承受压力较大，材质较差，从而无法发挥出管道自身的输送潜力，管道老化现象加重，大大地缩短了管道的服役时间。在管道运输过程中，由于受到温度变化和管道振动的影响，管道施工与管材缺陷的副作用将被放大，促使管道失效。（2）管道腐蚀腐蚀可分为内、外腐蚀两种，内部的传输介质与外部的环境介质都易造成管道的腐蚀。内腐蚀是因水在管道内壁形成一层亲水膜并形成原电池所发生的电化学腐蚀外腐蚀主要受大气、土壤、细菌等的腐蚀，使管道外防腐层受损剥离、阴极保护不利，导致管道失效，管道腐蚀发生后其腐蚀速率与土壤腐蚀性、管道服役年限以及阴极保护度等因素有关。防腐层失效的原因是多方面的，如土壤环境的破坏、运行条件恶劣、阴极保护副作用、管道施工质量差、违章建筑与施工等外界活动等。3.3.3自然因素危害分析油区属黄土高原丘陵沟壑地形，黄土质地疏松，多暴雨，植被稀疏，侵蚀强烈，引起管道失效的地质灾害主要表现为湿陷、冲沟、滑坡和泥石流等，另外河流的改道及冲刷、地震等自然灾害也能引起管道的失效。（1）湿陷性黄土湿陷性黄土的最大特点是在土体的自重压力或土的附加压力与自重压力共同作用下受到水浸湿时将产生急剧而大量的附加下沉现象，称这种现象为湿陷。湿陷性黄土对管道的破坏作用比较大，主要表现形式是由降雨所造成的水力侵蚀和重力侵蚀。重力侵蚀的主要方式有滑坡、滑塌和崩塌等，若管道所敷设的斜坡发生上述灾害现象，土体会推动管道向地势低的方向移动，管道极易被破坏。（2）滑坡指边坡上的大量土体或岩体失去原有的稳定状态，沿着斜坡内滑动面整体向下滑动的现象。滑坡是一种不良的地质现象，它对油气管道十分有害。虽然由于滑坡导致的管道事故不是很常见，但是这种特定事故的发生可能是灾难性的。轻者可以使管道架空悬垂，严重的可以使管道断裂。（3）地震在各种地质灾害中，地震对输油管道的影响最大。地震对管道的破坏形式主要有两种：一是在地震作用下，土体的整体性和连续性遭到破坏，如土壤震陷、地基土液化和活动断层等；二是在地震波作用下，土壤的复杂振动导致管道的破坏。长庆油区地质构造简单，沉积稳定，厚度大，且绝大多数断裂带的幅度与周边断裂带相比较小，除发生一些小型地震外，据历史记载几乎没有较大地震发生。地震动峰值加速度≤0.05g，与其相对应的地震基本烈度小于或等于Ⅵ。3.3.4管理因素危害分析设计误操作、施工误操作、运营误操作和维护误操作等都是管理因素造成的危害。设计误操作主要指对引起事故的因素考虑不周，材料选择不当等。施工误操作指没有按照设计规定进行操作，可能引起焊缝缺陷、外涂层施工质量不好、管道下沟回填时损伤涂层等。运营误操作主要指工人对操作规程不熟悉或不按操作规程操作，遇到紧急情况处理不当造成的事故。维护误操作主要指对重要的设备、仪表没有定期维护或维护不当引起的严重后果。第三方破坏的主要危险危害因素有：地面务农或放牧活动损坏、地面防护装置失效、附近居民缺乏保护管道意识、管道公司缺乏宣传、线路标志不明、恶意破坏等。第四章长庆油田石油输送管道安全运行评价4.1评价方法选择输油管道的风险大部分不能消除，只能削减控制，所以潜在的危险存在，但不能具体确定事故的发生时间和地点，是典型的灰色事件，只有灰色理论的研究和解决办法才最适合其管理。面对可能诱发管道事故的繁杂风险因素，如何能找到管道事故与风险因素之间的相关性是问题的关键，通常做法是以专家经验结合现场运行、管理人员的经验人为确定一个权重集，将灰色关系确定下来，再做进一步的讨论分析。其缺点是明显的，即事件表面现象及变化随机性掩盖了事实的本质，得不到全面、充分的信息，没有挖掘出已知信息的内部关系和事件的本质，受人为经验、观念和态度的影响很大。为了克服以上缺点，利用灰色理论成熟的方法，将灰色关联理论应用在输油管道的风险管理中，将诸多风险因素的权重以灰色理论明确化，克服人为主观干扰，同时与统计分析相比具有操作简单，易于掌握，计算简便的特点，具有较大的现场推广前景。4.2评价指标体系设计4.2.1安全运行评价范围界定长庆油田原油外输主要依靠马—惠—宁管道和安—延管道，马—惠—宁线最大输量为200万吨每年，安—延线最大输量为125万吨每年，合计最大输量为325万吨每年，远远不能满足长庆油田500万吨每年原油外输的要求，并且随着季节性产量的波动，外输矛盾将更趋于恶化。地理位置因素以及输油量因素使该两段管道成为潜在风险因素较多，安全管理策略失效率最高的地区。选择该两段管道进行安全运行评价，随机选取各5段管道，进行评定。4.2.2评价指标与权重选择在控制论中，颜色的深浅通常用来描述信息的已知程度，黑色代表信息完全未知，白色代表信息完全已知，而介于中间的灰色则代表部分信息已知、部分信息未知。灰色系统则是部分信息明确、部分信息不明确的系统。灰色系统理论以“部分信息已知、部分信息未知”的“小样本”、“贫信息”不确定性系统为研究对象，主要通过对“部分”已知信息的生成、开发，提取有价值的信息，实现对系统运行行为、演化规律的正确描述和有效监控。灰色系统理论中的一个重要内容就是灰色关联度分析，这种多因素统计分析方法以各因素的样本数据为依据，用灰色关联度来描述因素间关系的强弱、大小和次序。若关联度大，则表示样本数据反映因素变化的态势、方向、大小和速度等基本一致，若关联度小则相反。在油气管道系统中，很多风险因素的不确定性符合了灰色系统的特点，因此国内外很多学者将灰色系统理论应用到油气管道风险评价中，通过灰色关联分析对管道风险评价中的风险因素权重进行重新确定，初期的灰色关联分析方法中，常采用灰色相对关联度进行计算。经过专家探讨与实际权衡，选择主要风险因素及权重分配结果如下。表4-1各风险因素的权重分配风险因素关联度归一化权重实际取权重第三方破坏0.67490.183618.5%热源不足0.58480.167516.0%停电0.61230.169817.2%油源不足0.59660.162816.2%人员操作失误0.57380.155615.8%设备故障0.60350.164316.4%4.3管道安全运行评价过程4.3.1基础数据获取将时间段以半年为单位，根据实际的运行情况，定性分析长庆油田输油管道的生产运行因素，如下表所示。表4-2长庆油田管道与设备维修统计时间第三方干涉热源不足停电油源不足人员操作设备故障整改花费（万元）2012年9月-2013年2月3722111472222.52013年3月-2014年8月4112101241295.72014年9月-2015年2月3911762733.12015年3月-2016年8月42117611875.42015年9月-2016年2月403115813指标数据处理图4-1长庆油田石油管线的运行风险树（1）生产灰色序列将各段时间内隐患整改费用汇总，记为序列X1，则有：X1=[23.397.533.677.2]将第三方破坏隐患记为序列X2，则有：X2=[37394241]将热源不足患记为序列X3，则有：X3=[241294]将停电患记为序列X4，则有：X4=[111096]将油源不足隐患记为X5，则有：X5=[141264]将人员操作患记为序列X6，则有：X6=[9420]将设备故障隐患记为序列X7，则有：X7=[1914820]（2）关联系数的求解第一步：为消除量纲，将序列初始化，分别得到序列X11、X22、X33、X44、X55、X66、X77，具体有如下：X11=[1.00004.17031.44453.2776]X22=[1.00001.10751.13161.1002]X33=[1.00000.47830.34660.1302]X44=[1.00001.84230.84532.0000]X55=[1.00000.77660.40000.2667]X66=[1.00000.42860.14960.0000]X33=[1.00000.52380.33360.9408]第二步：求差序列。记为：Del2=[03.08650.30542.1726]Del3=[03.69271.09653.1558]Del4=[03.35280.89762.3789]Del5=[03.43671.04423.0198]Del6=[03.74231.30263.2837]Del7=[03.64171.13172.3812]第三部：求两级最大差与最小差。记为：最大值：M=3.7423；最小值：m=0第四步：求关联系数。记为：Gama2=[1.00000.37760.85350.4627]Gama3=[1.00000.33660.63750.3708]Gama4=[1.00000.35820.67540.4402]Gama5=[1.00000.35230.64120.3891]Gama6=[1.00000.33370.89750.3627]Gama7=[1.00000.33920.62380.4409]第五步：计算关联度。记为：Gama12=0.6745Gama13=0.5848Gama14=0.6183Gama15=0.5944Gama16=0.5712Gama17=0.6009所以有：Gama12＞Gama14＞Gama17＞Gama15＞Gama13＞Gama16即：影响安全平稳运行的因素排列为：第三方破坏＞停电＞设备故障＞油源不足＞热源不足＞人员误操作4.4管道安全运行评价结果该管线在设计时，油田公司采油厂预计产量估计不足，导致了安塞一永坪原有管线在修建好后部分场站油源不能保证管道运输的最低输送量，使得部分场站运行较为困难，所以本文中将油源作为风险因素之一；管道被第三方施工时挖断，造成原油外泄，造成极坏的负面影响，所以，第三方破坏作为风险因素之一；另外，根据现场运行的实际情况来看，热源不足、停电、设备故障和人员操作失误等是实际运行中主要的风险因素。综上分析，本文从实际的石油管线运行的现状出发，分析管道运行现状的实际风险因素，以灰色理论关联分析和权重分析，从数量的角度来分析安塞一永坪原油管道的风险因素，并给出风险权重评判。经过本阶段的管道安全运行评价，得出5段管道的安全影响因素按照风险程度的排名依次为第三方破坏、停电、设备故障、油源不足、热源不足、人员误操作，因此在应对管道安全问题时，要注重对外来力量与系统的防御，检查供电与设备运行，提供充足油源热源，提升人员操作培训效果等几个方面。4.5长庆油田石油管道安全存在问题4.5.1危机意识淡薄，缺少有效的应急管理预案近年来导致长庆油田输油管道失效的主要原因为打孔盗油、自然及地质灾害和第三方施工破坏。在事故发生后暴露出了公司在管道日常安全管理方面的漏洞以及应急管理能力的欠缺。目前，输油分公司针对管道安全运营与应急管理方面存在的问题，领导提出以安全运营及应急能力建设为核心，在排查问题的基础上，联动政府及其他企业的力量探索出更加先进、高效的管理技术与方法，从而保障管道的安全运营和全面提升企业的应急管理能力。4.5.2风险评估体系运行失效，风险识别质量有待提升石油管道运行是典型的高风险业务，管理机构却未能从根本上对风险加以识别和定期评估，例如管道超期运行而不能得到有效维护等问题，最终造成不可估量的后果。风险评估制度和流程一纸规定管终身，没有及时的随风险的动态变化而进行适当调整和完善，管理方式滞后，更没有加入现代化的信息技术手段来收集风险管理的信息，或是配备专业的知识型人才应对高水平的风险管理工作。机基层单位的风险涉及到各个方面，风险形式千变万化，很多风险的控制方法还停滞在最初水平，没有随着风隐的动态变化而与时俱进，致使一些风险控制不到位。而送些风险控制的具体措施是相应岗位的责任人有能力且有义务进行创新和完善的，只是创新动为却严重不足。产生运些问题的深层次原因不是风险管理机制本身所能解决的，而是要从制度上保证风检控制的收益能惠及员工，这需要在总体激励机制上进行重新设汁。虽然己经有了风险评估制度，并且根据风险评估结果确定风险因素，但是在如何预防、如何监控或如何管理风险的具体细节上还存在问题。再次，管理的工作和职能定位模糊，分工不够明确，责任分配不到位。风险体系运转的有效性由谁来监督，风险制度的完善性由谁来评价，风险事件发生怎么着手补救，怎么做到及时报告且向谁报告，报告的流程又是怎样的等等，这些问题都需要落实到具体人员并且明确规定工作要求，送一点不容小视。因此，目前风险制度实际操作流于形式，往往雷声大雨点小，最后仅仅停留在一纸公文或报告之上，没有实际效力和价值，也没有融入到具体的业务流程中去。4.5.3风险统计工作不到位，安全隐患档案管理系统欠缺在造成风险隐患的因素统计方面，存在着多头领导、权责不清的问题，导致许多风险统计工作不够及时、不够彻底，使得包括风险档案、风险因素分析评估等工作效果有所欠缺，给风险管理造成一定程度的干扰。4.5.4内部监督机制运行缺位，人员考核缺乏依据一方面，与发达国家相比，我国在管道运营、市场准入、安全、环保等方面，尚未建立全面完善的监管制度。个别地方在管道隐患形成初期不重视，小隐患酿成大问题后，又存在畏难和抵触情绪，部门间相互扯皮、推诿，齐抓共管的工作合力尚未形成。另一方面，有些安全标准、法规多年未变，已明显滞后于油气管网快速发展的步伐。我国于2010年6月颁布了《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，并于2010年10月1日起实施。该法涉及管道规划、建设、运行、与其他工程相遇的处理以及安全保护等各个方面，但与之配套和协调实施的相关法律法规体系还不健全。就目前的情况来看，如《土地管理法》、《城乡规划法》、《环境保护法》等，与《中华人民共和国石油天然气管道保护法》还存在一些冲突。相当一部分人觉得经营业绩的提高才是企业的重中之重，而风险管理是虚无缓解的，是看不见摸不着的，是否作为也看不出实际效果，最终风险发生后造成不必要的安全事故。企