天然气储运安全技术（优选6篇）

天然气储运安全技术

8.1 集输系统的安全技术

天然气集输系统是一个承压系统，天然气质易燃、易爆，有的气田采出的天然气还含有腐蚀性和毒性都很强的h2s，这些因素给天然气集输的安全生产和人身安全带来危险。因此，天然气集输系统的建设和操作管理要特别树立安全生产的观念，根据集输系统的特点采取各种有效的安全技术措施。

8.1.1 防火与防爆技术

天然气的主要成分是甲烷，还含有一些乙烷、丙烷、丁烷等较重的烃类，从地层采出的未经处理的含硫天然气还含有毒性很大的硫化氢气体。甲烷、乙烷等烃类及硫化氢气体都是易燃物质，与空气以一定比例混合后会形成爆炸性的气体混合物。

1、燃烧及燃烧速度

燃烧是一种同时有热和光发生的强烈氧化反应。燃烧必需具备如下条件:

有可燃物质;

有助燃物质(氧或氧化剂);

能导致着火的火源，如明火、静电火花等。

2、可燃物质的自燃

某些可燃物质的自燃点很低，在常温下就能发生自燃。与常温空气接触就能着火的物质有黄磷、磷化氢、铁的硫化物等，这类物质最为危险。

含硫气田的集输管道和站场设备中，存在着不少因腐蚀而产生的硫化铁。如果设备或管道打开而不采取适当措施，干燥的硫化铁与空气接触，便能发生自燃，如有天然气存在，还有可能发生爆炸事故。

预防硫化铁的自燃，采取的措施有:

在打开可能积聚有硫化铁的容器前，应喷水使硫化铁处于润湿状态;

定期清管和清洗设备，除去管道、设备内的硫化铁;

减缓或防止金属设备的腐蚀，以减少或防止硫化铁的生成。

3、爆炸性混合物

爆炸极限的主要影响因素

原始温度: 混合物原始温度↑，爆炸极限范围↑

原始压力:压力↑，爆炸极限的范围↑

惰性介质:加入惰性气体↑，爆炸极限的范围↓

容器:管道直径↓，爆炸极限的范围↓

点火源能量:

电火花的能量、火源与混合物的接触时间的长短等，对爆炸极限都有一定的影响

4、燃烧与爆炸的预防措施

防止可燃可爆系统的形成

系统密闭与环境通风

充惰性气体

遵守安全操作规程与加强科学管理

火源的消除

建立严格的动火制度

防止摩擦与撞击产生火花

使用防爆型电气设备

按规定对有关设备、设施进行接地

含硫天然气的集输系统，注意预防硫化铁的自燃

8.1.2 防毒

含硫天然气的集输系统除了要预防火灾、爆炸危险事故之外，还应采取相应措施预防中毒事故的发生。

由于硫化氢是毒性很大的气体，吸人高浓度的硫化氢会迅速死亡，即使低浓度的硫化氢，也会刺激眼睛、鼻子和喉咙。

为预防硫化氢中毒事故的发生，含硫天然气集输系统必须采取有效的防毒安全措施:

集输管道应有正确的设计、施工和规范的操作管理，避免含硫天然气的泄漏;

含硫化氢的天然气集配站场，在适当位置装设2~3个风向指示标;

在站场的工艺装置和有工艺设施的建筑物内，应装设硫化氢检测报警仪;

操作和维护人员在取样或处理故障时应戴防毒器具

8.2 油库安全技术知识

由于石油库、易产生静电、易挥发和渗漏以及带有一定毒性的石油产品，一旦失控，就将导致火灾、爆炸和人员中毒等事故的发生，甚至由于缺乏必要的安全技术知识以及采取措施不力等还可造成或加大事故的损失程度。

8.2.1 防火防爆基础知识

油品的危险特性

易燃性

易爆性

易积聚静电荷性

易蒸发、易扩散、易流淌性

易沸溢性

易受热膨胀性

毒性

3、油库危险区域划分

4、电气整体防爆基础知识

1)电气整体防爆的概念

电气整体防爆是指在爆炸危险区域内的全部电气设备、线路、附件的设计、选型、安装、施工、运行维护及安全技术管理均应符合相应的防爆等级要求。

2)电气整体防爆的基本要求

电气整体防爆的基本要求是:爆炸危险区域内的全部电气设备符合该区域防爆类、级、组;从设计、制造、安装、使用到报废，在设备的生中，始终保持完整的电气防爆性能。

3)防爆电器的使用与维护

油库中选用防爆电器设备，主要应用于爆炸危险场所，应根据用电规范和要求，针对不同类型电气设备，规定0区只能选用本安型，1区可以选用本安型、隔爆型、增安型及其它防爆型设备，2区可以选用1区和0区的所有设备。

防爆电器包括防爆开关、防爆接线盒、防爆电机及电气安全装置等。为使电气整体防爆，一方面要求正确选型，另一方面要求在使用中要正确操作。

5、油库防火防爆的基本措施

正确处理可燃物

严防油品的跑、冒、滴、漏

减少油品蒸发

防止可燃气体积聚

通风和惰化

做好可燃物质的隔离

加强安全教育，建立健全消防知识

保证消防设备完好

8.2.2 防静电危害

1、静电产生及放电

1)静电

静电是两种不同物质相互摩擦而产生，其电荷存在形式是相对静止的。静电并不是绝对静止的电，而是指电荷在空间移动稍为缓慢，其磁场效应同电场的作用相比可以忽略的电。由静电场引起的各种现象称为静电现象。

2)静电的产生和积聚

油库产生静电的场合很多，如由清洗化纤衣服油污或用化纤碎布清洗设备油污而造成摩擦分离起电，如小水滴吸附空气中负离子而带负电，绝缘体与固体摩擦带电，油品在管道中流动带电等。

静电放电以静电积聚力前提，而被积聚的静电只有同时具备以下条件时才能构成放电危害，即:

积聚起来的电荷能形成具有足以引起火花放电的静电电压;

有适宜的放电间隙;

放电达到能够点燃可燃性气体的最小能量;

放电必须在爆炸性混合物的爆炸浓度范围内发生。

2、静电危害的控制和防护

防止静电灾害的条件

防止或减少静电的产生

设法导走或中和产生的电荷，使它不能积聚

防止产生高电场，没有足够能量的静电放电

防止爆炸性混合气体的形成

工艺控制

控制流速

控制加油方式

控制油面空间的混合气体

避免不同性质物质相混

消静电装置

接地与跨接

消静电器

静电缓和器

抗静电添加剂

作业条件限制

人体防静电措施

人体接地

穿防静电工作服

危险场所严禁脱衣服

工作地面导电化

8.2.3 防雷电危害

雷电是一种自然灾害，有很大的破坏力和多方面的破坏作用。建筑物、构筑物、电气线路、交配电装置等设施和设备遭受雷击时，会产生相当高的过电压和过电流，在所波及的范围内，能造成设备和设施的破坏，导致火灾或爆炸，甚至人员伤亡。

雷电危害的效应主要有以下几种:

电效应

热效应

机械效应

2、防雷的基本措施

8.3 油库消防知识

火灾爆炸事故会严重危害人民生命和国家财产的安全。油库内储存有大量的易燃、可燃油品，一旦发生火灾或爆炸，后果会更严重，损失巨大。为此，从事油品储运工作的作业人员，日常工作中除严格执行操作规程，采取切实的防范措施，积极防止燃烧爆炸事故的发生，还应了解和掌握基本的灭火方法和常见初起火灾的扑救技术，以减少事故损失，确保生产顺利进行。

8.3.1 油库的火灾特点

1、具有一般石油产品的火灾特点

突发性

高热辐射性

燃烧与爆炸交替发生

8.3.2 灭火方法和灭火系统

1、灭火方法

灭火就是为了破坏己经产生的燃烧条件，抑制燃烧反应过程的继续所采取的一些措施。根据燃烧原理和灭火实践，灭火的基本方法主要有冷却法、窒息法、隔离法和负催化抑制法4种。

2、油库灭火系统

油库灭火系统是油库消防系统的最重要组成部分，为控制及扑灭油库火灾提供了有效的保障。油库灭火系统一般由报警系统，供水冷却系统和泡沫灭火系统组成。

火灾报警系统有固定式报警系统和人工手动报警系统等形式:供水冷却系统分固定式冷却系统和移动式冷却系统等形式;泡沫灭火系统有固定式泡沫灭火系统、半固定式泡沫灭火系统和移动式泡沫灭火系统等形式;烟雾灭火系统有罐内式烟雾灭系统罐外式烟雾灭火系统等类型。

8.3.3 常用灭火器材

油库常用消防器材主要有手提式干粉灭火器、推车式干粉灭火器、手提式泡沫灭火器、推车式泡沫灭火器、手提式co2灭火器、手提式1211灭火器等。

天然气储运安全技术：天然气表箱技术应对

针对气表箱常见的问题，公司专门组织技术人员进行研究，制定了一系列相关应对措施。具体措施如下:

1、严格控制生产材料质量。对每一种购买的生产材料进行严格的检验，保证生产环节的第一步品质。

2、对钢板进行除湿处理，并于干燥处集中存放，以防生产的表箱易生锈。

3、箱体焊接固定后，对边角、接缝进行打磨，使箱体表面光滑、平整，无尖角、倒刺，保证用户在使用过程中不被挂伤。

4、对表箱加筋或使用较厚的材料可提高箱体的形状稳定性，使箱体不易变形。

5、喷塑前对箱体再次进行除湿、除尘处理，保证在喷塑过程中，塑粉能和箱体严密贴合，可使表箱不易生锈、变色，不会出现塑粉脱落的现象。

6、安装锁具时，检查每一把锁是否安装牢固、开启灵活，以防止锁掉落、无法开启等现象的发生。

天然气储运安全技术：天然气生产及处理

从油气田中开采出的天然气，其成分主要是以甲烷为主的碳氢化合物的混合物(油田伴生气的甲烷含量一般占80%~90%，气田气的甲烷含量一般占90%以上)，还含有少量的co2、h2、n2、h2o等组分，有些气田采出的天然气还含有h2s和有机硫(硫醚、硫醇)等组分。当天然气从地层流人气井井底，沿井筒流至地面时，常常带有地层水、泥沙、岩屑等杂质，有些气田还产轻质凝析油。因此，天然气在生产过程中必须经过一系列处理。天然气生产及处理一般包括以下工艺内容:注入缓蚀剂、降压、加热、分离、计量、调压、增压等。对于含硫气田，采出的天然气要进行脱硫、脱水处理。经过处理的天然气达到管输标准，才能输入管网供厂矿和城镇居民使用。

1.注入缓蚀剂。对于含硫气井，为了抑制和减缓硫化氢气体对井内油管套管的腐蚀，要定期向井内加注一定量的缓蚀剂。缓蚀剂流经井内油管和套管时，附着在钢管的内壁、外壁上，形成一层保护膜，将h2s、co2等腐蚀性气体与钢管隔开，起到防腐作用。

2.降压。高压天然气必须经过降压处理，达到设备和管道允许的压力才能流人设备和管道中。通常所用的降压装置为角式节流阀。

3.加热。高压天然气在降压过程中会产生“节流效应”，膨胀吸热，温度降低。当温度下降到一定程度，甲烷与天然气中的水分结合，就会生成一种类似冰雪一样的白色结晶物质，通常人们把它叫做水合物。水合物堆积在采气设备和管道中，会引起堵塞，压力上升，气井生产出现异常，严重时，将造成设备或管道憋压爆破。为了防治水合物的生成，一般可以采用水套加热炉提高天然气温度或向天然气中加入甲醇、乙二醇等防冻剂，破坏水合物生成的条件，以保证生产正常进行。

4.分离。经过加热后的天然气流人分离器，除去油水和固体杂质，油放人储油罐储存待运，水和固体杂质排人污水池进行处理，地层水回注入废井中。

5.计量。为了了解气井的产能和储量，对分离后的油气水要分别进行计量。目前，国内外用得最多的天然气计量装置是标准孔板节流装置。

6.调压。天然气经过调压装置调压达到管网或用户所需要的压力后输出。

7.增压。油气田开发后期，天然气压力衰竭或钻探获得的浅层低压气，其压力低于管网输气压力时，可以利用增压压缩机开采，以提高油气田天然气的采收率。

8.脱硫脱水。为了保护采气设备管道免受h2s的腐蚀，确保供给厂矿和城镇的天然气h2s含量达到国家规定的标准，对含硫天然气必须进行脱硫脱水处理。脱硫方法分干法、湿法两类。低含硫气采用干法处理，高含硫气采用湿法处理。

职业危害 天然气生产及处理中常见的危害有爆炸、火灾、中毒三类。产生的原因主要是腐蚀、超压、泄漏、违反操作规程等。如果天然气中h2s超过一定的浓度，且在有水的环境中，就会对设备和管道产生严重腐蚀。h2s溶于水形成弱酸，对金属造成电化学失重腐蚀、氢脆和硫化物应力腐蚀开裂，严重时会引起管线和设备爆炸。h2s是一种无色、剧毒、酸性气体。低浓度的h2s气体有臭鸡蛋味，其相对密度为1.176，较空气重，与空气混合浓度达4.3%~46%时形成一种易爆炸混合物，h2s燃烧时呈蓝色火焰，产生有毒的so2。

1.爆炸。输气设备(仪表)和管道长期处于受压状态，这些设备和管道都有额定的工作压力，其生产运行压力必须低于额定工作压力。当出现以下几种情况时，很可能会产生爆炸:

(1)操作人员违反操作规程造成设备或管道超压运行;

(2)设备或管道因腐蚀减薄;

(3)设备或管道发生泄漏，漏出的天然气与空气混合至一定比例并与明火接触时;

(4)用空气压缩机实施气井排液时，空气与天然气混合在高温高压下流动;

2.火灾。引起天然气火灾的主要原因有:

(1)设备和管道由于制造缺陷、腐蚀磨损、年久老化等泄漏天然气，遇明火点燃;

(2)放喷天然气被雷击点燃;

(3)维修设备和管道时违反操作规程引燃;

3.中毒。最常见的是h2s和co引起的中毒，但h2s的毒性较co大5~6倍。

造成硫化氢中毒的主要原因有:

(1)当含硫天然气排放或大量泄漏在空气中时，人、畜不慎呼吸后中毒，严重时会造成死亡;

(2)当天然气作燃料用于烧饭、取暖、淋浴时，若燃烧不完全或通风不良，会引起人中毒或窒息，严重时也会造成死亡。

预防措施 防爆、防火、防中毒具体措施如下:

1.防爆。

(1)天然气生产及处理用的设备管道材质和安装应符合设计要求;

(2)设备和管道启用之前必须按照试压规程进行试压并合格;

(3)严格遵守操作规程;

(4)保持设备和管道上的安全阀良好;

(5)严禁超压运行;

(6)做好设备和管道的内外壁防腐;

(7)消除泄漏，保持生产场所通风良好;

(8)严禁用空气作为气井排液的气源。

2.防火灾。

(1)消除天然气泄漏;

(2)对容易泄漏的设备和管道定期检查，消除隐患;

(3)维修采气设备(压力容器、油罐)要动火或人要进入设备内检修时，必须用惰性气体置换天然气并彻底清洗，取样分析合格后再进行。为防止与容器相连的阀门内漏，应用盲板隔离开;

(4)天然气生产及处理场所应严禁烟火;

(5)采用防爆型电器;

(6)采用避雷装置避免雷击引起火灾。

3.防中毒。

防h2s中毒的主要措施是:

(1)加强设备和管道的维护保养，防止含硫气泄漏;

(2)配备h2s检测仪器并保持良好状态;

(3)含硫气放空应烧掉，含硫气田水回注废井;

(4)在含硫气超标的场所进行设备检修时应戴防毒面具，且至少两人在场，一人操作，一人观察，以免万一发生中毒好抢救。

防co中毒的措施。随着厂矿、城镇居民天然气用户的迅速增加，防co中毒的问题越来越显得重要，防co中毒的具体措施是:

(1)普及天然气安全使用知识，做到所有用户家喻户晓，人人皆知;

(2)燃具的选用，所用燃具必须是国家有关职能部门认证的符合安全要求的产品;

(3)制定严格的燃具安全使用和管理的规定;

(4)长时间连续使用燃具的地方要加强通风，以降低co的浓度，严禁将燃具安装在不通风的地方使用;

(5)对于安装在室内的天然气动力机组，除必须保持良好的通风外，还应将燃烧尾气引出室外，并定期检查排气管，查看是否破损，以防止co废气泄漏于室内。

天然气储运安全技术：天然气井固井质量分析技术

一、固井质量统计

截止4月16日，共固气井24口，固井质量不合格1口(苏36-16-16井)，1口井留水泥塞75米(双24)。优质18口。

二、存在的问题

(一)苏36-16-16井固完井替空

1、苏36-16-16井固井数据:

40636钻井队承钻的苏36-16-16井3月27日开钻，4月7日完钻，4月10日固井，完钻井深3497m。

井身结构:

311mm×505m 244.5mm×504.90m 222mm×2460m 216mm×3497mm 139.7mm×3483.23mm

最大井斜2.4°/1625m

气层顶界:3348~3352m 气层底界:3443~3446m

阻位:3476.83m

短位:3263.56~3269.39m

全井为139.7mm ×n80×9.19mm套管，扶正器30只。

理论替量:41.0m

水泥量:尾浆20t，领浆20t。

下套管前泥浆性能:

比重1.08，粘度56，失水5，泥饼0.5，切力3/7，含砂0.2，ph11

固井时泥浆性能:

比重1.08，粘度47，失水7，泥饼0.3，切力3/5，含砂0.1，ph9

2、施工情况:

14:00-12:00 下套管

12:15-14:35 循环泥浆

14:59-15:10 注隔离液10 m

15:10-15:39 注水泥28 m尾浆造浆12m3，领浆造浆16m3。

15:40-16:25 压胶塞、顶替、碰压，0-16-21mpa。单车压胶塞，双车替量。08472水泥车替32m3，新车替12m3时压力15mpa因未碰压停止替量。卸水泥头顶盖检查胶塞是否压下去，观察后确认胶塞已被压下去。考虑到其中一水泥车因上水不好可能造成替量不够，08472车继续替量至36m3碰压16-21mpa，碰压明显。当时40636队队长陶海军和技术员同时观察碰压全过程。碰压后不稳压，又用水泥车憋压两次，共替入清水800升，最后开井候凝，正注水泥浆平均密度1.94g/cm3。18:30-18:55反挤水泥浆20 m(最高压力3.8mpa，停泵压力2mpa)

3、测声幅情况

24小时测声幅显示3475.39~3239.39为空段，长236米。实测人工井底3475.39米。

4、原因分析:

(1)胶塞先期破坏(破坏原因是胶塞行程长直径磨小或档销挂卡、套管毛刺不平坦处造成)，在下行过程中和碰压前有5方清水进入到胶塞以下，虽然碰压但还是造成了替空。

(2)下套管过程中换掉22根套管节箍，有可能管内有毛刺将胶塞刮坏，导致替入清水进入井内。

(3)固井技术人员未严格执行固井应急预案，是造成多替替空的主观原因。

5、挤水泥方案:

射孔段: 1.上部:3262~3262.5米，0.5米6孔

2.下部:3470~3470.5米，0.5米6孔

甲方要求人工井底3467米。

6、下一步主要采取的措施:

(1)苏里格用水泥车顶替，确保计量准确。

(2)严格执行____年固井应急预案，在替量够时最多可替总量的3%，严禁多替造成事故的发生。

(3)固井胶塞试验扬州特制的耐磨产品，防止因胶塞质量造成替空事故。

(4)在固井前装胶塞时，在胶塞上涂抹黄油，使胶塞能够在下行时顺利。

(5)加强胶塞的管理，每批胶塞到库后要检验质量，胶塞不能挤压，碰撞，有个别胶塞装入困难时，换掉不用。

(二)双24井固井留水泥塞74米

1、该井固井数据如下:

40586钻井队承钻的苏双24井3月11日开钻，4月12日完钻，4月14日固井。

井身结构:346mm*507m 273mm*506.5m 241mm*2355m

177.8mm*2351.62mm，

最大井斜1.66/775.0m

气顶:1660-1665.0m 气底:2311-2314.0m

阻位:2341.99m

短位:1625.10-1630.34，1975.66-1981.79，2229.87-2235.99

扶正器75只。

理论替量:47.2.0m

水泥量:尾浆44.0t，领浆27.0t。中浆:36.0t

比重1.08，粘度60，失水5，泥饼0.5，切力6/10，含砂0.1，ph10

固井时泥浆性能:比重1.08，粘度48，失水6，泥饼0.3，切力4/8，含砂0.1，ph10

2、施工情况

3:00-15:00下套管

15:30-17:55 循环泥浆

18:00-18:04注隔离液8 m

18:04-19:05注水泥尾浆造浆26 m，中浆36.0 m领浆造浆33.0 m。

19:05-20:29压胶塞、顶替至44.2 m(距实际替量还有3m3)，泵压20mpa时，误认为替量完成，在泵房将2#泵停掉。

采取措施:

(1)泵房卸压，重新挂2#泵替，泵压21mpa时井队气囊烧坏。与1#泵连接的泥浆罐的泥浆已替完。

(2)用水泥车替，泵压24mpa高压管线破裂。

(3)倒1#泵替，泵压24mpa泵保险销蹩掉。

(4)换高压管线，用水泥车替，压力从0逐步升至29mpa。卸压井口完全断流。

以上时间段为20:29-21:00，用时31分钟。

3、补救措施

水泥塞面2063米，留水泥塞74米(2063-2337米)，钻水泥塞后电测固井质量优质。

(三)召23井固井质量

本井第一次测井，声幅曲线质量差，据说，测井仪器有些问题，第二次换仪器重测后质量合格。

本井使用水泥浆体系为:一级为泡沫-漂珠。二级为早强-粉煤灰体系。

测声幅情况:160 ~2290 合格

2290~2990(700米) 中等

2990~3163(173米) 优质

3163~3184(21米) 合格

3184~3242(58米) 优质

3242~3256(14米) 合格

结论: 合格

(四)靖平27-16井95/8"分级箍试不住压情况

1、基本情况

本井为工程院技术服务井，从固井设计到水泥浆配方、工具、材料全是工程院的;95/8"分级箍是油田公司准备的，固井公司负责固井施工。套管下深:2641.69米，分级箍位置:2069.53-2070.35米，层位在纸坊组(1867-2178米)。

固井前泥浆性能:密度1.07g/cm3， 粘度46s， 失水4ml，泥饼0.5mm， 初终切力3-5pa，含砂0.2%，ph值9。

下套管:4月9日14:00-10日12:00

13:00-14:30 循环泥浆

14:00-14:06注隔离液10 m

14:06-14:34注水泥42m尾浆16 m，领浆26 m。

14:34-14:37水泥浆1.5方压胶塞、顶替、碰压，0-6-11mpa，单车压胶塞，正常。下胶塞过分级箍前顶替排量1方/分，固井施工一切正常。

15:10打开分级箍循环孔，打开压力7mpa

15:10-17:40 循环泥浆

18:01-18:07注隔离液10 m

18:07-19:15注水泥110m(尾浆18m3，领浆92m3)。

19:15-19:17水泥浆1.5方压胶塞、单泵顶替、碰压，0-11-22mpa，憋压、稳压22mpa 5分钟，放回水断流，二级固井一切正常。

4月15日钻开分级箍对管串进行试压，试压压力只能稳到10.4mpa。

3、漏失层位判断

声幅质量:0-90米，优质;90-660米差;-1870米合格;-1995米，优质;-2070米，合格;-2110米，差;-2170米，合格;-2615米，优质。声幅质量总体判断为合格。

试压情况:试压压力只能稳到10.4mpa。

该井有2个浮箍1个浮鞋，浮箍之上有9米水泥塞，套管鞋处不漏失，应该判断为分级箍漏失。

4、挤水泥情况:

试吸收指数:用0.5方/分钟的排量，压力16 mpa可以注入。

钻具下至2080米(分级箍以下10米)，打前置液3方，注水泥7.2方，顶替17.5方，起钻10柱，循环25分钟，挤水泥。第一次挤3方，最高压力17 mpa，停泵12.5 mpa ，30分钟降至12 mpa;第二次挤入0.5方，最高压力17 mpa，30分钟降至13 mpa;第三次挤0.4方，最高压力27 mpa，停泵压力不降 ，60分钟稳至26mpa;卸压起钻。共挤入3.9方。

凝固24小时钻水泥塞，钻完水泥塞试压25 mpa，试压时间4月17日00:00-00:00 30分不降，合格。

三、固井质量保证措施

____年启动开始，固井公司第三项目组对天然气固井技术规定及技术措施进行了进一步完善，组织技术人员学习了固井应急预案，从固井施工设计、审批、水泥浆配方选择、复核试验等环节入手，精心准备，做了大量的实验及准备工作;对第一轮气探井及gp27-16水平井提前上井进行检查、督导，确保套管串结构准确、可靠，固井准备工作充分、扎实，满足固井施工要求，除苏36-16-16井外其它井固井胶结质量比较好。尽管如此，还是出现了一口井替空，一口井分级箍试不住压，一口井留水泥塞的问题，说明我们在固井技术及管理方面还不到位，为此，将采取以下措施，进一步提高固井质量。

加强质量管理。

1、针对存在的固井质量问题，我们将从固井设计、材料验收、水泥化验、装灰质量、复合化验、固井设备准备、现场施工、试压等各项工序的管理和监督等方面，强化每个工序及管理制度，使每一个环节责任落实到人头。及时分析固井质量，提出针对性措施，定期进行质量分析和总结。

2、气探井

要了解每口井的气层位置，设计纯水泥量，保证所有气层用纯水泥封固。对部分地层承压能力较低的区块，派专人上井督促井队进行工艺堵漏，满足固井要求。同时及时收集钻井过程的相关资料，有针对性的搞好固井设计，保证固井质量。

3、苏里格区块的计量措施

根据苏里格区块的固井工艺，计量采用水泥车计量，用水柜和流量计相结合计量，确保替量准确。

4、开展技术攻关实验

(1)针对双级固井普遍质量较差的问题

a.提高分级箍的加放位置，气田北部分级箍上提300米，提到1400米左右。

b.增加一级和二级固井的间隔时间，从目前的150分钟增加到240分钟(4小时)。

(2)针对降失水体系分散剂加量大的问题，将gsj、g307配方分散剂加量从0.2%逐渐减少，只要水泥浆密度1.85~1.88g/cm3就行了(该密度水泥浆强度完全可以满足目的层固井要求)，不一定打到1.90 g/cm3以上。

(3)严格控制水泥添加剂的质量，泡沫水泥外加剂要控制发气量和稳泡效果，制定泡沫材料的检验方法。降失水剂要严格检验其降失水性能，对加入分散剂后的稠化时间进行测定。

(4)对领浆和尾浆的相溶性进行评价。

5、严格现场施工

(1)加强上井施工设备管理，确保施工连续，不出现施工中停。

(2)井队积极配合固井施工，固井前，加稀释剂处理泥浆，粘度要求在60秒以内。

(3)要求先测三样后试压，测三样时间24小时以上。

(4)加强与甲方项目组和井队的沟通，深入了解地层特点，做好有针对性的设计。

6、加强水泥浆化验管理

(1)水泥及外加剂的入库验收，特别加强对气层段使用的泡沫材料和降失水剂检验。

(2)对每种水泥浆配方做阶段性水泥浆性能评价。

(3)对出现问题井的水泥配方评价，及时寻找原因。

7、加强灰库及混灰管理

坚持材料先进先出的原则，提高混灰质量保证混灰均匀，材料加量与设计相符合。

对每口井使用的水泥和外加剂登记批次，进行质量追溯。

固井公司

天然气储运安全技术：地下室天然气供应

随着城市建设的进一步发展，城市土地资源日趋紧张，利用地下空间作为生产经营、办公、商场、娱乐等场所也越来越普遍，在地下室安装、使用天然气也成为一些工程建设必要的配套项目[1、2]。经过近10年的建设，绍兴市已从昔日庭院楼台式的古镇发展成为高楼大厦鳞次栉比的现代化城市。本文结合绍兴市近年来地下室燃气管道工程的实例，探讨地下室天然气管道在设计、安装以及天然气的供应和使用方面所采取的安全措施。

1 工程简介

绍兴咸亨大酒店位于市区解放南路钱王祠前，酒店分娱乐城和主楼2座独立的建筑物，主楼为地下1层地上13层，娱乐城为地上4层。锅炉房是娱乐城的附楼，为地下1层，安装了wms4-10燃油热水锅炉2台，用于酒店的热水供应。现将燃油锅炉改为燃气锅炉，燃气锅炉对燃气的要求为:燃气供气压力为5~8kpa，总供气量为690m3/h。因此，燃气管道供气压力级制为低压，燃气调压装置设置在地上单独的调压箱内，外设铁围栏保护。该工程已于____年11月投入运行。

2 安全措施

① 对地下室的要求

根据gb 50028-____《城镇燃气设计规范》的规定，安装天然气管道的地下室的净高不宜小于2.2m，要求使用天然气的房间应与电话间、配电间、修理间、储藏室、卧室、休息室等用非燃烧体实体墙隔开。绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房的净高为5.50m，地下室内还有值班室，锅炉房与值班室采用砖砌混凝土实体墙隔开，符合规范的要求;设计要求锅炉房的固定照明设备选用防爆型。gb 50041-____《锅炉房设计规范》中规定，“当锅炉房和其他建筑物相连或设置在其内部时，严禁设置在人员密集场所和重要部门的上一层、下一层、贴邻位置以及主要通道、疏散口的两旁，并应设置在首层或地下室一层靠建筑物外墙部位。”gb 50016-____《建筑设计防火规范》中规定，“燃油或燃气锅炉、油浸电力变压器、充有可燃油的高压电容器和多油开关等用房受条件限制必须布置在民用建筑内时，不应布置在人员密集场所的上一层、下一层或贴邻，并且燃油和燃气锅炉房、变压器室应设置在首层或地下一层靠外墙部位……”gb 50028-____《城镇燃气设计规范》中规定，“燃气锅炉房和燃气直燃机不应设置在人员密集场所的上一层、下一层或贴邻的房间内及主要疏散口的两旁。”绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房为娱乐城的附楼，锅炉房设置符合规范。

② 选用优质的燃气管材和设备

根据gb 50028-____《城镇燃气设计规范》的规定，室内燃气管道的管材一般可选用钢管、铜管、不锈钢管和铝塑复合管，在地下室安装天然气管道常选用钢号为10号、20号的无缝钢管，无缝钢管管材质量应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》(gb/t 8163-1999)的规定，其管件应符合《钢制对焊无缝管件》(gb 12459-____)的规定。绍兴成亨大酒店地下室锅炉房燃气管道选用ф219×7无缝钢管。燃气阀门、锅炉燃烧器等燃气设备、附件，应选用通过质量认证的产品，燃烧器应具有多种安全保护及自动控制功能，杜绝用气设备泄漏。

③ 燃气管道的焊接质量

地下室内安装燃气管道的焊接质量是燃气管道安装质量的重要控制点，它是确保地下室能否安全使用天然气的关键环节之一。绍兴咸亨大酒店地下室燃气管道从地下室的屋顶(与地面相平)垂直引入，燃气管道沿墙架空敷设至用气点。根据gb 50028-____《城镇燃气设计规范》和gb 50041-____(锅炉房设计规范》的规定，地下室燃气管道(除阀门、仪表等部件外)采用氩弧焊打底的焊接连接或法兰连接，钢管道的固定焊缝应进行100%的射线探伤检验，活动焊口应进行10%的射线探伤检验，燃气管道的焊缝质量不得低于现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》gb 50236-98的ⅲ级要求。

④ 独立的通风系统

gb 50041-____《锅炉房设计规范》规定，“设在其他建筑物内的燃油、燃气锅炉房的锅炉间，应设置独立的送排风系统，其通风装置应防爆……”以及“锅炉房设置在地下或地下室时，其换气次数每小时不应少于12次。”gb 50028-____《城镇燃气设计规范》规定，“燃气锅炉房设置在地下室时，应设置独立的机械送排风系统;通风量应满足下列要求:正常工作时，换气次数不应小于6次/h;事故通风时，换气次数不应小于12次/h;不工作时换气次数不应小于3次/h”。gb 50016-____《建筑设计防火规范》规定，“燃气锅炉房应选用防爆型的事故排风机。当设置机械通风设施时，该机械通风设施应设置导除静电的接地装置，通风量应符合下列规定:燃气锅炉房的正常通风量按换气次数不小于6次/h确定;事故通风量按换气次数不小于12次/h确定。”绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房原为燃油锅炉，现改为燃气锅炉，因此原有的通风系统已符合规范要求，在设计时要求将排风机改为防爆型的事故排风机。

⑤ 紧急切断和报警系统

为预防天然气泄漏事故的发生，最有效的方法之一就是在地下室加装燃气泄漏报警系统和紧急切断阀。燃气泄漏报警系统由燃气探测器和气体报警控制器组成，燃气探测器安装在燃气可能泄漏的场所，控制器安装在非防爆区--值班室内。凡是地下室内燃气管道经过的地方均设置燃气泄漏检测探头，检测探头的保护半径为3~5m，检测探头安装高度一般在天花板下0.3m左右，并高于所有可能的泄漏点，但不得设在燃气设备上方。燃气紧急切断阀是燃气管道工程的安全配套装置，设置在向地下室供气的室外燃气管道上，紧急切断阀为常开型，切断阀前安装手动快速切断阀，当燃气泄漏检测探头检测到燃气泄漏时，燃气紧急切断阀自动关闭，切断天然气的供给，防止燃气爆炸事故的发生。燃气紧急切断阀与燃气泄漏报警系统及送排风系统连锁，燃气泄漏报警系统报警线、故障信号线、燃气紧急切断阀信号线都引入值班室集中管理。燃气泄漏报警系统、燃气紧急切断阀和送排风系统连锁组成一个安全报警系统，在室内燃气含量达到爆炸下限的20%时报警器报警，室内燃气含量达到爆炸下限的40%时自动关闭紧急切断阀，切断气源，同时送排风系统工作。绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房选用可燃气体报警器的控制器的型号为jb-tj-at210f，检测天然气的探头的型号为at0501b/ch4，检测一氧化碳的探头的型号为at0501b/c0。室内架空敷设的燃气管道长度为13m，锅炉房设置了锅炉2台，2台锅炉之间的距离为5m，根据检测探头的保护半径，在沿墙架空敷设的管道上方布置天然气检测探头1个，在2台锅炉之间布置天然气检测探头1个，建议在2台锅炉之间设置一氧化碳检测探头1个。

⑥ 燃气管道放散管设置

在地下室的燃气管道的末端以及各用气设备的阀门前设置放散管。绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房放散管选用ф32×3的无缝钢管。利用放散管可以在燃气管道检修后、燃气设备首次使用时、长期停用后投入运行前，用惰性气体或天然气吹扫管道中的残余气体，以确保锅炉点火的安全。天然气放散管应引出地面，放散管管口设置在地面上安全处，出口符合环保和安全的要求。

⑦ 泄压面的设置

绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房长为13m，宽为9m，高为5.5m，体积为643.5m3，占地面积为117m2，布置了2台锅炉。gb 50041-____《锅炉房设计规范》对锅炉房的火灾危险性分类中规定“锅炉间应属于丁类生产厂房”，“锅炉房应有相当于锅炉间占地面积的10%的泄压面积。”绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房已设有1.25m×1.25m的通向地面的沿墙铁楼梯人员出口，设有3.3m×6.0m的设备吊装口，还有1.5m×2.0m的出入口，这些都直接通向地面，作为地下室的泄压口，泄压面积共约25m2，大于锅炉间占地面积的10%，符合规范规定。

gb 50041-____《锅炉房设计规范》中规定，作为泄压设施的轻质屋面板和轻质墙体的单位面积质量不宜超过120kg/m2，泄压处应避开人员集中的场所和主要交通要道。绍兴咸亨大酒店地下室锅炉房泄压口选择在背街且靠近燃气供气管道和锅炉一侧墙体的上方开洞设置，在洞口上方部位的装饰上采用爆炸时易破碎的透光有机玻璃轻质材料，泄压口垂直朝上设置，一旦发生爆炸，产生的能量能泄放至室外地面空间之上。

⑧ 燃气供应单位的日常运行管理

绍兴市燃气产业集团公司下属绍兴市燃气有限公司有一套完整的燃气管道安全运行管理体系，在天然气管道投入正常运行后，派工作责任心强的技术人员定期巡查管道设施，对阀门、燃气设备与燃气管道连接部位的密封件进行定期更换，及时排除安全隐患，发现问题及时解决。制定科学可靠的工作绩效评定方法，建立科学的工作绩效考评体系，使严格的管理制度真正得到实施。

⑨ 燃气使用单位的安全操作管理

通常燃气使用单位会在燃气设备安装前派专职操作人员到燃气公司、燃气设备制造厂家及报警系统制造厂家进行相应的上岗培训。燃气使用单位制定严格的安全操作规程，加强防火安全管理，严格执行地下室动火的审批程序，采取防静电防火措施。

天然气储运安全技术：石油天然气油气储运

一、管道线路

1.管道线路的布置及水工保护

输油气管道路由的选择，应结合沿线城市、村镇、工矿企业、交通、电力、水利等建设的现状与规划，以及沿线地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震等自然条件，并考虑到施工和日后管道管理维护的方便，确定线路合理走向。输油气管道不得通过城市水源地、飞机场、军事设施、车站、码头。因条件限制无法避开时，应采取必要的保护措施并经国家有关部门批准。输油气管道管理单位应设专人定期对管道进行巡线检查.及时处理输油气管道沿线的异常情况。

埋地输油气管道与地面建(构)筑物的最小间距应符合gb 50251和gb 50253规定。

埋地输油气管道与高压输电线平行或交叉敷设时，其安全间距应符合gb 50061和gb 50253规定;与高压输电线铁塔避雷接地体安全距离不应小于20 m.因条件限制无法满足要求时，应对管道采取相应的防霄保护措施，且防雷保护措施不应影响管道的阴级保护效果和管道的维修;与高压输电线交叉敷设时，距输电线20 m范围内不应设置阀室及可能发生油气泄露的装置。

埋地输油气管道与通信电缆平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m;特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施;交叉时，二者净空间距应不小于0.5 m。且后建工程应从先建工程下方穿过。

埋地输油气管道与其他管道平行敷设时，其安全间距不宜小于10 m;特殊地带达不到要求的，应采取相应的保护措施，且应保持两管道间有足够的维修、抢修间距;交叉时，二者净空间距应不小于o.5 m，且后建工程应从先建工程下方穿过。

输油气管道沿线应设置里程桩、转角桩、标志桩。里程桩宜设置在管道的整数里程处，每公里一个.且与阴极保护测试桩合用。输油气管道采用地上敷设时，应在人员活动较多和易遭车辆、外来物撞击的地段，采取保护措施并设置明显的警示标志。

根据现场实际情况实施管道水工保护。管道水工保护形式应因地制宜、合理选用;定期对管道水工保护设施进行检查，发现问题应及时采取相应措施。

2. 线路截断阀

输油、气管道应设置线路截断阀，天然气管道截断阀附设的放空管接地应定期检测。定期对截断阀进行巡检。有条件的管道宜设数据远传、控制及报警功能。天然气管道线路截断阀的取样引压管应装根部截断阀。

3.管道穿跨越

输油气管道通过河流时，应根据河流的水文、地质、水势、地形、地貌、地震等自然条件，及两岸的村镇、交通等现状，并考虑到管道的总体走向、日后管道管理维护的方便，选择合理的穿跨越位置。考虑到输油气管道的安全性，管道通过河流、公路、铁路时宜采用穿越方式。

输油气管道跨越河流的防洪安全要求，应根据跨越工程的等级、规模及当地的水文气象资料等，合理选择设计洪水频率。位于水库下游20 km范围内的管道穿跨越工程防洪安全要求，应根据地形条件、水库容量等进行防洪设计。管道穿跨越工程上游20 km范围内若需新建水库，水库建设单位应对管道穿跨越工程采取相应安全措施。输油气管道穿跨越河流、公路、铁路的钢管、结构、材料应符合国家现行的原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范的有关规定。管道跨越河流的钢管、塔架、构件、缆索应选择耐大气环境腐蚀、耐紫外线、耐气候老化的材料做好防腐。管道管理单位应根据防腐材料老化情况.制定跨越河流管道的维修计划和措施。管道穿越河流时与桥梁、码头应有足够的间距。穿越河流管段的埋深应在冲刷层以下，并留有充足的安全余量。采用挖沟埋设的管道，应根据工程等级与冲刷情况的要求确定其埋深。穿越河流管段防漂管的配重块、石笼在施工时.应对防腐层有可拄的保护措施。每年的汛期前后，输油气管道的管理单位应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固或敷设备用管段，对穿跨越河流臂段采用石笼保护时，石笼不应直接压在管道上方，宜排布在距穿越臂段下游10m左右的位置。

管道穿公路、铁路的位置，应避开公路或铁路站场、有职守道口、隧道.并应在管道穿公路、铁路的位置设立警示标志。输油气管道穿越公路、铁路应尽量垂直交叉.因条件限制无法垂直交叉时，最小夹角不小于30°，并避开岩石和低洼地带。

输油气管道穿跨越河流上游如有水库，管道管理企业应与水利、水库单位取得联系，了解洪水情况.采取防洪措施。水利、水库单位应将泄洪计划至少提前两天告知管道管理企业，且应避免大量泄洪冲毁管道。

二、输油气站场

1.一般规定

输油气站的进口处，应设置明显的安全警示牌及进站须知。对进人输油气站的外来人员应进行安全注意事项及逃生路线等应急知识的教育培训。石油天然气站场总平面布置.应根据其生产工艺特点、火灾危险性等级功能要求，结合地形、风向等条件。经技术经济比较确定。石油天然气站场内的锅炉房、35kv及以上的变(配)电所、加热炉、水套炉等有明火或散发火花的地点，宜布置在站场或油气生产区边缘。石油天然气站场总平面布置应符合下列规定:

(1)可能散发可燃气体的场所和设施，宜布置在人员集中场所及明火或散发火花地点的全年最小频率风向的上风侧。

(2)甲、乙类液体储罐，宜布置在站场地势较低处，当受条件限制或有特殊工艺要求时，可布置在地势较高处，但应采取有效的防止液体流散的措施。

(3)当站场采用阶梯式竖向设计时，阶梯间应有防止泄漏可燃液体漫流的措施。

(4)天然气凝液，甲、乙类油品储罐组，不宜紧靠排洪沟布置。

2 输油站

(1)输油站的选址。应满足管道工程线路走向的需要，满足工艺设计的要求;应符合国家现行的安全防火、环境保护、工业卫生等法律法规的规定;应满足居民点、工矿企业、铁路、公路等的相关要求。

应贯彻节约用地的基本国策，合理利用土地，不占或少占良田、耕地，努力扩大土地利用率，贯彻保护环境和水士保持等相关法律法规。

站场址应选定在地势平缓、开阔、避开人工填土、地震断裂带，具有良好的地形、地貌、工程和水文地质条件并且交通连接便捷、供电、供水、排水及职工生活社会依托均较方便的地方。

站场选址应避开低洼易积水和江河的干涸滞洪区以及有内涝威胁的地段;在山区，应避开山洪及泥石流对站场造成威胁的地段，应避开窝风地段;在山地、丘陵地区采用开山填沟营造人工场地时，应避开山洪流经的沟谷，防止回填土石方塌方、流失，确保站场地基的稳定;应避开洪水、湖水或浪涌威胁的地带。

(2)输油站场的消防。石油天然气站场消防设施的设置，应根据其规模、油品性质，存储方式、储存温度及所在区域消防站布局及外部协作条件等综合因索确定。油罐区应有完备的消防系统或消防设备;罐区场地夜间应进行照明，照明应符合安全技术标准和消防标准。应按要求配备可燃气体检测仪和消防器材;站场消防设施应定期进行试运行和维护。

(3)输油站的防雷、防静电。站场内建筑物、构筑物的防雷分类及防雷措施，应接gb 50057的有关规定执行;装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地。设备应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测;工艺管网、设备、自动控制仪表系统应按标准安装防雷、防静电接地设施，并定期进行检查和检测。

(4)输油站场工艺设备安全要求。工艺管道与设备投用前应进行强度试压和严密性试验，管线设备、阀件应严密无泄漏;设备运行不应超温、超压、超速、超负荷运行，主要设备应有安全保护装置;输油泵机组应有安全自动保护装置，并明确操作控制参数;定期对原油加热炉炉体、炉管进行检测，间接加热炉还应定期检测热媒性能，加热炉应有相应措施，减少对环境造成污染的装置与措施;储油罐的安装、位置和间距应该符合设计标准;对调节阀、减压阀、安全阀、高(低)压泄压阀等主要阀门应按相应运行和维护规程进行操作和维护，并按规定定期校验;管道的自动化运行应满足工艺控制和管道设备的保护要求;应定时记录设备的运转状况，定期分析输油泵机组、加热设备、储油罐等主要设备的运行状态，并进行评价;臂网和钢质设备应采取防腐保护措施;根据运行压力对管道和设备配置安全泄放装置，并定期进行校验;定期测试压力调节器、限压安全切断阀、线路减压阀和安全泄放阀设定参数;定期对自动化仪表进行检测和校验。

3输气站

(1)输气站的选址。输气站应选择在地势平缓、开阔，且避开山洪、滑坡、地震断裂带等不良工程地质地段;站的区域布置、总平面布置应符合gb 50183和gb 50251的规定，并满足输送工艺的要求。

(2)输气站场设备。进、出站端应设置截断阀，且压气站的截断阀应有自动切断功能，进站端的截断阀前应设泄压放空阀;压缩机房的每一操作层及其高出地面3 m以上的操作平台(不包括单独的发动机平台)，应至少有两个安全出口及通向地面的梯子，操作平台的任意点沿通道中心线与安全出口之间的最大距离不得大于25 m，安全出口和通往安全地带的通道，应畅通无阻;工艺管道投用前应进行强度试压和严密性试验;输气站宜设置清管设施，并采用不停输密闭清管流程;含硫天然气管道，清管器收筒应设水喷淋装置，收清管器作业时应先减压后向收筒注水;站内管道应采用地上或地下敷设，不宜采用管沟敷设;清管作业清除的液体和污物应进行收集处理，不应随意排放。

(3)输气站场的消防。天然气压缩机厂房的设置应符合gb 50183和gb 50251的规定;气体压缩机厂房和其他建筑面积大于等于150 m2的可能产生可燃气体的火灾危险性厂房内，应设可燃气体检测报警装置;站场内建(构)筑物应配置灭火器，其配置类型和数量符合gb 50140;站内不应使用明火作业和取暖，确须明火作业应制定相应事故预案并按规定办理动火审批手续。

(4)输气站场的防雷、防静电。输气站场内建(构)筑物的防雷分类及防雷措施符合gb 50057;工艺装置内露天布置的塔、容器等，当顶板厚度等于或大于4 mm时，可不设避雷针保护，但应设防雷接地;可燃气体、天然气凝液的钢罐应设防雷接地;防雷接地装置冲击接地电阻不应大于10 ω，仅做防感应雷接地时，冲击接地电阻不应大于30ω;对爆炸、火灾危险场所内可能产生静电的设备和管道，均应采取防静电措施;每组专设的防静电接地装置的接地电阻不宜大于100ω。

(5)泄压保护设施。对存在超压可能的承压设备和容器，应设置安全阀;安全阀、调压阀、esd系统等安全保护设施及报警装置应完好使用，并应定期进行检测和调试;安全阀的定压应小于或等于承压管道、设备、容器的设计压力;压缩机组的安全保护应符合gb 50251的有关规定。

三、防腐绝缘与阴极保护

埋地输油气管道应设计有符合现行国家标准的防腐绝缘与阴极保护措施。

在输油气臂道选择路由时，应避开有地下杂散电流干扰大的区域。电气化铁路与输油气管道平行时，应保持一定距离。管道因地下杂散电流干扰阴级保护时，应采取排流措施。输油气管道全线阴级保护电位应达到或低于-0.85 v(相对cu/cus04电极)，但最低电位不超过-1.50v。管道的管理单位应定期检测管道防腐绝缘与阴级保护情况。及时修补损坏的防腐层，调整阴级保护参数在最佳状态。管道阴级保护电位达不到规定要求的，经检测确认防腐层发生老化时，应及时安排防腐层大修。

输油气站的进出站两端管道，应采取防雷击感应电流的措施，保护站内设备和作业人员安全。防雷击接地措施不应影响管道阴级保护效果。埋地输油管道需要加保温层时，在钢管的表面应涂敷良好的防腐绝缘层。在保温层外有良好的防水层。裸露或架空的管道应有良好的防腐绝缘层。带保温层的，应有良好的防水措施。大型跨越臂段的入土端与埋地管道之间要采取绝缘措施。对输油气站内的油罐、埋地管道，应实施区域性阴级保护，且外表面涂刷颜色和标记应符合相应的标准规定。

四、管道监控与通信

1.管道的监控

输油气生产的重要工艺参数及状态，应连续检测和记录;复杂的油气管道应设置计算机监控与数据采集(scada)系统，对输油气工艺过程、输油气设备及确保安全生产的压力、温度、流量、液位等参数设置联锁保护和声光报警功能。scada系统配置应采用双机热备用运行方式，网络采用冗余配置，且在一方出现故障时应能自动进行切换。重要场站的站控系统应采取安全可靠的冗余配置。

2.通信

用于调控中心与站控系统之间的数据传输通道、通信接口应采用两种通信介质，双通道互为备用运行。输油气站场与调控中心应设立专用的调度电话。调度电话应与社会常用的服务、救援电话系统联网。

3辅助系统

scada系统以及重要的仪表检测控制回路应采用不间断电源供电。在室内重要电子设备总电源的输入侧、室内通信电缆、模拟量仪表信号传输线和重要或贵重测量仪表信号线的输入侧应加装电源防护器。

五、管道清管

管道清管应制定科学合理的清管周期，对于首次清管或较长时间没有清管的管道，清管前应制定清管方案。对于结蜡严重的原油管道，应在清管前适当提高管道运行温度和输量，从管道的末站端开始逐段清管。

根据管道输送介质不同，控制清管器在管道中合理的运行速度，并做好相应的清管器跟踪工作。发送清管器前，应检查本站及下站的清管器通过指示器。清管器在管道内运行时，应保持运行参数稳定，及时分析清管器的运行情况，对异常情况应采取相应措施。无特殊情况，不宜在清管器运行中途停输。进行收发清管器作业时，操作人员不应正面对盲板进行操作。从收球筒中取出清管器和排除筒内污油、污物、残液时，应考虑风向。

六、管道检测

应按照国家有关规定对管道进行检测，根据检测结果和管道运行安全状况以及有关标准规范规定，确定管道检测周期。实施管道内检测的管道，收发球筒的尺寸在满足相应技术规范的基础上.还应满足内检测器安全运行的技术要求。管道及其三通、弯头、阀门、运行参数等应符合有关技术规范并满足内检测器的通过要求。

发送管道内检测器前，应对管道进行清管和测径。检测器应携带定位跟踪装置。检测器发送前应调试运转正常，投运期间应进行跟踪和设标。由于条件限制，无法实施内检测的管道，应采用其他方法进行管道的检测。应结合管道检测结果，对管道使用年限、压力等级、泄漏历史、阴极保护、涂层状况、输送介质、环境因素的影响等进行综合评价，确定管道修理方法和合理的工艺运行参数。对存在缺陷的部位应采取相应措施。

七、管道维抢修

根据管道分布，合理配备专职维抢修队伍，并定期进行技术培训。对管道沿线依托条件可行的，宜通过协议方式委托相应的管道维抢修专业队伍负责管道的维抢修工作。合理储备管道抢修物资。管材储备数量不应少于同规格管道中最大一个穿、跨越段长度;对管道的阀门、法兰、弯头、堵漏工(卡)具等物资应视具体情况进行相应的储备。应合理配备管道抢修车辆、设备、机具等装备，并定期进行维护保养。

管道维抢修现场应采取保护措施，划分安全界限，设置警戒线、警示牌。进入作业场地的人员应穿戴劳动防护用品。与作业无关的人员不应进入警戒区内。在管道上实施焊接前，应对焊点周围可燃气体的浓度进行测定，并制定防护措施。焊接操作期间，应对焊接点周围和可能出现的泄漏进行跟踪检查和监测。

用于管道带压封堵、开孔的机具和设备在使用前应认真检查，确保灵活好用。必要时，应挺前进行模拟试验。进行管道封堵作业时，管道内的介质压力应在封堵设备的允许压力之内。采用囊式封堵器进行封堵时，应避免产生负压封堵。

管道维抢修作业坑应保证施工人员的操作和施工机具的安装及使用。作业坑与地面之间应有安全逃生通道，安全逃生通道应设置在动火点的上风向。

管道维抢修结束后，应及时对施工现场进行清理，使之符合环境保护要求。及时整理竣工资料并归档。

八、海底管道

1.海底管道路由选择

管道轴线应处于海底地形平坦且稳定的地段，应避免在海床起伏较大、受风浪直接袭击的岩礁区域内定线;避开船舶抛锚区、海洋倾倒区、现有水下物体(如沉船、桩基、岩石等)、活动断层、软弱土层滑动区和沉积层的严重冲搬区;尽量避开正常航道和海产养殖、渔业捕捞频繁区域，当确实难于避让时，力求穿越航道和海产养殖、渔业捕捞区的管道最短，管道应埋至安全深度以下，防止航线船舶或渔船抛锚、拖网渔具等直接损伤海底管道;避开将来有可能的航道开挖区域，如不可避免，则管道的埋深应满足航道开挖的要求。

对于海上油田内部的管道系统，如平台和平台、平台和人工岛间的油(气)管道，与原有管道之间的水平距离应保证这类管道在铺设、安装(包括埋设)时不危及原有管道的安全，也不妨碍预定位置修井作业的正常进行，并有足够的安全距离。

新铺设的管道应尽量避免与原有海底管道或电缆交叉。在不可避免的情况下，新铺设的管道与原有海底管道、电缆交叉时，管道交叉部位的间距至少应保持30 cm以上的净距;管道如不能下埋时可在原有管道上用护垫覆盖，但管道上覆盖的护垫不能影响航行，且不能对原有管道产生不利影响。

登陆点位置要选择在不受台风、波浪经常严重袭击的位置，要避开强流、冲刷地段，登陆点的岸滩应是稳定不变迁的岸段;同时要选择坡度合适的岸滩，以保证管道在施工运行期的安全。

2.海底管线的铺设

海底管道铺设前应编制海底管道安装程序、编制海底管道计算分析报告、确定定位技术要求和主要定位设备清单、确定管道支撑滚轮高度和张紧器压块位置、编制把臂架气密试验方案;张紧器和a，r绞车的系统要经过调试。

管道铺设作业时要按照托管架角度、管道坡口和移船线路的设计文件，针对管线组对、焊接、无损检验、保温、防腐等作业，编制管道安装程序、焊接程序和无损检验程序。每道工序都应严格按批准的海底管道安装程序、安装技术规格书和有关计算分析报告的要求执行。

3.海底管道的监测、检测和评估

应建立海底管道检测与监控的制度，并遵守执行。通过检测与监控来保证管道系统运行的安全运行的安全性与可靠性。一旦发生影响管道系统安全、可靠性、强度和稳定性的事故应进行特殊检测。对于改变原设计参数、延长使用寿命、出现缺陷和损伤的海底管道应进行评估。