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

板阀与开孔机，利用开孔机及筒刀进行管道开孔作业，然后注入封堵头完成封堵。尽可能地降低了管道维抢修过程中因油气停输或降压输送而造成的经济损失，此维修技术国内已较为成熟。国内带压开孔封堵在管道维抢修方面取得了一定的进步，但在技术上仍然存在一些不足：①带压开孔时，开孔机刀具的振动可能会让鞍形板坠落②封堵器密封性能无法得到保证，开孔封堵作业安全性不高；③开孔机开孔作业效率与精度以及筒刀寿命，增加了带压开孔的风险性。综上可见，带压开孔封堵将是管道维修必然趋势，确保管道开孔封堵作业的安全性与可靠性，必须提高开孔机性能和筒刀寿命，优化封堵头在注入过程中的机械结构，避免封堵头需多次下放才能对管道完全封堵，同时也要解决不同封堵头封堵过程的密封问题，尤其是要解决大管径封堵头在自身重力作用下的橡胶形变问题。针对密封问题应该将实验与模拟计算相结合，保证整个封堵器在封堵作业中安全可靠。适用于原油、成品油、化工介质、天然气等多种介质管线的正常维修改造和突发事故的抢修。

2、管内智能封堵技术：管内高压智能封堵系统由封堵机械机构、应急处理系统、通信与控

制系统、微型液压系统构成。在带压操作时为了保证油气管道维修工作的安全可靠，需要先对其维修管段实现封堵，管内高压智能封堵技术是20 世纪90 年代挪威PSI 公司（2005 年被TDW 公司收购）开发的一种用于管内的高压封堵技术。封堵器从管道发球端进入，在管内介质作用下向前运动，到达预定位置坐封完成封堵，解封后在介质的推动下直至收球端取出。该封堵技术的最大优点是不会破坏管道完整性，无需对管道进行开孔、焊接等操作，减小了对管道的二次伤害，适用于管道阀门的更换与维修、海洋立管的更换与维修、中断管道的维修和管道改造等封堵作业。（具体工作形式没查清楚、没有旁通、如何快速修复、修复的是哪些形式的破坏）

3、夹具维修：目前，油气管道发生泄漏时，在管道泄漏部位安装夹具，由夹具与泄漏部位

形成密封空腔，并提高管道强度，以达到封堵泄漏源修复管道的目的。夹具维修主要用于较小泄漏（如裂纹、腐蚀穿孔等）管道的临时封堵和永久性维修，其要求管道形变在夹具精度允许范围内，适用于安全等级和压力较低的油气管道，优点是操作方法简单、维修成本较低。国外油气管道夹具设备技术比较成熟，拥有大量的工程应用经验，主要用于海底管道和立管的维修与更换，已形成较为完善的机具维修系统，不同管径管道已拥有相应的维修夹具。

4、冷冻封堵技术

冷冻封堵技术于20世纪80年代用于油气管道封堵作业中，其技术核心是向管内注入能够快速冷凝和解冻的液体，利用外部降温方法使其冷凝，达到管道封堵的目的。冷冻封堵技术的关键是找到性能合适的液体作为封堵剂。梁政等¨0。对冷冻封堵技术做了大量研究，研制了一种固水乳化剂，并对其封堵性能进行了测试，试验结果表明，该固水乳化剂能够在解冻条件下迅速恢复其初始的乳膏状，并且有良好的质密性。为了确保管道施工过程中固水乳化剂处于凝固状态，设计了保温套管，如图3所示。在保温套管与管道之间填充保温冷冻介质，通过保持热量平衡使固水乳化剂处于固体冷凝状态。封堵时将乳膏状固水乳化剂通过与管道配合的挡板送入管道，到达保温套管时温度急剧下降，固水乳化剂凝固膨胀，与管道内壁因挤压产生摩擦力，平衡管内介质输送压力。解封时，移除套管和冷冻介质，常温下固水乳化剂迅速恢复到乳膏状，与管道内壁摩擦力消失，实现解封。

新型修复方法

5、铸铁接缝密封机器人，主要是用厌氧型密封胶密封接缝，作业管道内径为150～310 mm，

管道维修时，无需停输与开孔作业。

6、复合材料维修法，可用于修复管道还未发生泄漏的缺陷（图12）。

具体内容包括概论、抢维修技术基础、输油管道事故抢维修、天然气管道抢维修特点、穿(跨)越段油气管道抢修、山区特殊地段油气管道抢修、油品泄漏的回收处理与环境修复、油气管道水工保护、油气管道抢维修装备、应急救援预案、抢维修施工HSE等

海底油气管道水下维修技术综述

海底管道长期暴露与恶劣的海洋环境，承受复杂的工作载荷、环境载荷及意外风险，具有极大的失效概率。研究表明第三方破坏、腐蚀、波流冲刷、海床运动、台风、材料焊接/结构缺陷、设计安装不当、操作失误等因素都可能造成海底管道失效。对于海底管道一旦发生失效，就会造成巨大的油田停产、输送中断等方面经济损失，同时也会造成极大的海洋环境破坏，对被供应方造成影响。因此，在海底管道发生失效时，需及时进行修复，尽可能地减少因海底管道失效造成的各种损失。

管道不停输维抢修焊接技术

管道不停输维抢修焊接技术 发表时间：2019-12-12T09:56:37.543Z 来源：《建筑学研究前沿》2019年18期作者：王超 [导读] 科技的进步，促进人们对能源需求的增多。我国作为资源消耗大国，地下遍布着各种错综复杂的管道，包含着原油、天然气以及多种化工介质等，而许多管道很容易受到人为或自然因素的影响。 王超 中石化第四建设有限公司天津市 300270 摘要：科技的进步，促进人们对能源需求的增多。我国作为资源消耗大国，地下遍布着各种错综复杂的管道，包含着原油、天然气以及多种化工介质等，而许多管道很容易受到人为或自然因素的影响。因此在管道的抢修工作的质量与效率显得尤为重要。本文就管道不停输维抢修焊接技术展开探讨。 关键词：管道；不停输维抢修焊接；技术认识应用 引言 管道不停输维抢修技术是指在不影响正常生产的情况下能够安全、高效地完成管线改造。管道不停输维抢修技术适用于原油、成品油、天然气以及化工介质等多种介质管线的正常维修、改造和突发事故的抢修。 1管道不停输维抢修焊接技术 1.1管道不停输维抢修焊接技术的分类 按封堵方式分为悬挂式封堵、桶式封堵、折叠式封堵和囊式封堵；按介质是否流动分为停输封堵和不停输封堵。 1.2工作流程 进入工作现场---测量管子的参数---安装三通---焊接三通---渗透检测（PT）和水试压---管线开孔---旁通管线预制及连接---管线封堵---清除残油及管线断管---安装阀门等---提起封堵头拆除封堵器---拆除旁通管线---安装塞柄及盲板---现场恢复。 1.3管道不停输维抢修焊接技术的特点 管道不停输维抢修焊接技术在进行管道输维工作时的具体特点有：输维抢修焊接工艺先进、输送作业不会遭到输维抢修的影响、安全可靠无污染以及使用范围广。其中与传统的管道停输排空的维修方式相比，最主要的也是最明显的优势就是管道不停输维抢修焊接技术在使用时不会造成资源的停止输送，避免了经济的损失。 2不停输焊接的危险 在役管道不停输焊接是在一定的流量、流速和压力的状态下焊接管件，对管道进行维修、改造。在役管道的不停输维抢修焊接主要有两个技术关键：一是要避免焊接电弧灼伤管壁造成破裂，也就是不能烧穿管壁，甚至不应使管壁内壁发红；二是避免产生氢致裂纹。 2.1氢致裂纹 氢致裂纹的产生通常应具备三个因素：焊缝中的含氢量、焊接接头的淬硬倾向以及焊接接头所承受的拘束应力。在役管道不停输焊接中，主要是由于管道内部流动介质增加管壁散热，使焊接冷却速度变大造成的。在役管道不停输的焊接，既要保证焊缝的安全性，又要具有可靠的适用性。这就要求在焊接中必须合理调整焊接参数，在保证不烧穿管线的情况下尽可能选择大的焊接参数。使用低氢焊条或低氢的焊接工艺方法，或者减少淬硬组织形成的方法都可以有效地避免氢致裂纹。最常用的方法就是采用足够的热输入量，克服流动介质的影响。采用预热或回火焊道熔敷顺序的方法也可以减少氢致裂纹的产生。为了减少焊接应力，在安装时应该注意合理装配，以减小焊缝根部的应力状态。 2.2烧穿 在役管道进行不停输的维抢修焊接过程中会造成烧穿管道的原因不止一个，情况很是复杂，烧穿是在焊接电流超过正常的范围，壁厚不大的时会出现的一种现象。这就要求在焊接的时候要选用直径比较小的焊条以及微弱的焊接电流。打个比方，假若管壁比较薄的话，小于6．4毫米，就要采用低氢焊条焊接，就应限制热输入量防止被烧穿。但是低热输入量又会因为输送介质散热而让焊缝冷却速度加快。就会造成裂纹的产生。对于在役薄壁管线来讲，一般都要采取特殊的措施来预防烧穿。 3管道不停输维抢修焊接技术的使用方法 3.1粘接密封堵漏法 粘接密封堵漏法主要是利用专用顶压工具或人为外力作用在泄漏缺陷处建立，由粘合剂及密封剂构成新的固体密封结构达到止住泄漏的目的。这种方法适用于洞眼产生的小泄漏。其所使用的粘合剂存在适用范围广、流动性能好和固化速度快等优点。密封剂同时起到密封加强的作用。这种方法又可分为堵塞止漏法、顶压粘接法、紧固粘补法和引流粘补法等。（1）堵塞止漏法主要是依靠人力或专用顶压工具将粘合剂挤压在泄漏缺陷部位上强行止住泄漏。为了保证新的密封结构能够具有较长的使用寿命，在粘合剂固化后用结构结构胶粘剂或玻璃布粘接进行补强。但这种方法因为要求粘合剂固化后的压力需大于泄漏介质的压力，对操作和粘合剂都有较高要求，易造成这种方法失效，所以还衍生出顶压粘接法和紧固粘接法，对其补强进行加固，提高修补后的安全系数。（2）顶压粘接法是利用管道堵漏的专用顶压工具（U型管道顶压工具、粘接式顶压工具）产生高于泄漏介质压力迫使管道泄漏止住后，用粘合剂对管线泄漏部位进行粘接密封。具体操作时应先将U型顶压工具安装在无泄漏管段上，调整工具位置至管线泄漏处，压顶工具螺杆对准泄露出后快速旋转压顶螺杆使其前端的铝铆钉牢固压在泄漏处使其停止泄漏，在用粘合剂粘泥将铝铆钉及软性填料粘在泄漏处，待粘合剂固化后拆除压顶工具并锯掉多余的铝铆钉完成堵漏工作。粘接式顶压工具主要是要求在堵漏工作前就将压顶工具用粘合剂粘接固定在泄漏处再止漏 3.2带压引流堵漏法使用 带压引流堵漏法是一种刚开始使用不久的新管道不停输抢修法，它的具体使用是通过一种新型的堵漏器来封堵管道泄露小孔或者管道裂缝。它的使用优势有低劳动强度、高效的工作效率以及可以回收外泄的管道流体，主要适用于原油的管道不停输维抢修上。在具体的使用时会在管道泄露点上安装一个新型堵漏器，这个堵漏器会有一个引流管和引流阀门，在进行不停输抢修工作时会先将泄露的原油收集起来，在把收集到的原油通过堵漏器输送回原油管道，在输送完泄露的原油后再将其焊接在管道上。同时在焊接堵漏器时要注意减少热应力

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

燃气管网带气作业安全操作规程

燃气管网带气作业安全操作规程 燃气是一种易燃、易爆、易中毒的气体，带气作业是具有危险性地工作，必须高度重视、严格管理、规范操作。 一、施工前准备： 1、带气作业必须由运营部指定熟悉施工程序的主管以上的专业人 员负责。 2、中、低压带气操作由运营部指定负责人拟定施工方案，提出申请， 报公司相关部门、工程总监审批后，由运营部按批准时间和施工 方案进行实施。 二、施工现场准备： 1、运营部抢修、维修负责人将施工地点新、旧管道的技术情况、敷 设方式、管径、长度、阀门的位置、凝水缸的位置、调压器的位 置及名称、施工所影响的范围调查清楚。 2、抢修、维修负责人将人员、机具、材料、消防器材、防护用品准 备齐全，对工程材料仔细检查，防止有砂眼、夹灰、裂缝，对管 径仔细核量，一切有关事宜准备妥当后方可进行操作。 施工： 1、若施工为新敷设管线，施工前应对新设管线重新进行密闭性试验， 合格后方可带气作业施工。

2、参加施工人员应穿戴纯棉制品和耐火服等劳动保护用品，严禁携 带火种、打火机等易燃、易爆品进入施工区域。 3、人员、机具、消防设备、防护用品到位后，设置好施工现场安全 警戒区及护栏、警示带和夜间警示灯等设施；然后按预先的施工方案进行操作，如需要时，维修、抢修人员需戴防毒面具进行操作。 4、带气作业所用工具应为防爆工具如铜锤、铜钎等，若使用铁器， 管线接口处必须涂抹黄油，防止铁器撞击引起火花。 5、在施工警戒区域内严禁使用非防爆性设备和仪表，如录像机、对 讲机、手机、电子照相机、碘钨灯等。 6、在施工过程中凡是废除的管道应尽量拆除，如确实无法拆除的用 管盖封闭。 7、施工完毕后用检漏仪对所有接口进行查漏。 8、清点工具和防护用品，以防丢失。 四、置换通气 1、带气作业完工后，必须将管道内的空气置换放散，置换方式可根据现场情况和有关规定采取直接置换或间接置换的方式，直至取样合格。 2、置换放散时，要在空旷的地方，周围无树木、住房、厂房等，而 且放散地点高出地面2米，应尽量避开人群密集的地方、高压线

目前国内各种非开挖修复技术对比分析

目前国内各种非开挖修复技术对比分析 1 前言 西气东输使天然气大面积置换人工煤气，极大的促进了我国经济的发展，但也给城市的旧管网带来了安全维护上的问题，天然气的进入使原有城市埋地管道中的煤焦油、奈和灰粉从管壁上干燥脱落，造成管道堵塞。承插口及蚀点泄漏，造成安全隐患，而大面积开挖更新改造是不现实的。目前世界上主要采用3种方法防止上述漏气现象形成的事故隐患，这三种方法是：安装加湿器、天然气与人工煤气混输，这两种方法主要是保持原管道内的湿度，维持原管道运行环境的稳定性，但不能从根本上解决结垢及管道腐蚀泄漏问题。第三种方法便是采用非开挖修复技术对老管道进行大面积修复。因非开挖修复施工速度快、造价低，从根本上解决管道运行安全隐患的同时，还保护了道路环境，深受各地管网管理部门的欢迎。因非开挖技术种类较多，性能特点也不尽相同，怎么样科学选用非开挖修复技术就成了各地管道维护部门非常关注的问题。 2 埋地管道采用非开挖内衬技术整体修复的社会原因 城市人工煤气改输天然气后，全面开挖更换新管，工程量巨大，显然不能短时间内全面解决问题，尤其是开挖带来的城市道路破坏，环境的污染，交通的堵塞，巨大的投资，都是社会各方面很难接受的，特别是近年来随着社会经济的发展，地下各类管线密布，地下资源很紧张，许多城市开挖埋新管已无管位。于是国外便率先开发出来了一系列的非开挖管中管内衬修复的工艺技术，并在社会上迅速推广应用。较好的解决了天然气置换后垢层的清理，密封圈及蚀点泄漏问题，消除了不安全隐患，增加了管道的输气量和承压能力，这种技术并且得到了我们国家管理部门的认可，建设部主持编写的燃气管道采用内衬修复技术的相关规范草稿也已经完稿。 目前社会上管中管内衬的相类似的工艺技术有多种，它们的技术特点是什么？需要注意的问题是什么？

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

油气管线安装中的安全措施(最新版)

油气管线安装中的安全措施 (最新版) Safety work has only a starting point and no end. Only the leadership can really pay attention to it, measures are implemented, and assessments are in place. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0427

油气管线安装中的安全措施(最新版) 摘要：油气作为社会发展中的重要资源之一，其管线安装对社会发展有着极其重要的作用。在此，针对油气管线安装中的安全措施，本文从防腐、焊接及堵塞等三个方面进行了论述。 关键词：油气管线；安装；安全措施 强化油气管线安装管理，提高安装质量，在提高油气生产量的同时，还能避免不必要的安全事故。这就要求相关负责人在油气管线安装中，结合每一施工环节的具体状况，采取相应的安全措施，将施工风险降到最低。 1.油气管线安装中的防腐安全措施 缓蚀剂主要是为了减少油管腐蚀缓蚀剂的使用。主要的和良好的条件下保存，缓蚀剂类型，进入循环，注射速率等。低成本的技术，较低的初始投资，但过程复杂，对生产影响较大。此外，腐蚀

抑制剂不同类型不一样，通常情况下，在中性介质中多使用无机缓蚀剂，钝化和降水型；酸性介质缓蚀剂是有机化合物，但现在，根据需要在中性介质中的缓蚀剂的缓蚀剂是用于有机酸性水介质，和用于缓蚀剂添加无机盐。不同的金属原子的外层电子排布，潜在的序列、化学性质不同，在不同介质中的吸附特性是不一样的。因此，如果需要保护系统是由多种金属的腐蚀抑制剂，是很难满足要求，此时应考虑复合缓蚀剂的使用。有两种缓蚀剂注入法：（1）间歇喷射：抑制剂从管注射后，对生产有一定的影响。（2）连续注射法：主要通过对石油套管和注入阀注入缓蚀剂威尔斯或油管的油环或环形空间，油气不需要关井，因此，对生产影响不大。 2.油气管线安装中的焊接安全措施 2.1主要问题 根据服务补焊修复的需要，具有两类修复技术--套管修复和管道焊接修复安装。套管修复，是由两个半圆管对接在管外壁被修复并半套焊接在管壁和两个半圆管对接，这是整体形成与管道的运行。该方法特别适用于管道腐蚀减薄的局部加固，防患于未然。当管道

油气管道封堵抢修技术发展现状与展望

油气管道封堵抢修技术发展现状与展望 发表时间：2019-06-11T14:18:17.647Z 来源：《建筑学研究前沿》2019年2期作者：陈昊 [导读] 随着时代的发展，全球社会经济水平正处在飞速发展的时期，这与现代社会经济水平的提高以及安全、快捷的能源保障分不开。西安西北石油管道有限公司陕西省西安市 710018 摘要：随着社会对于油气资源需求的不断提升，构建出质量过硬的油气管道输送系统，已经成为了油气资源开采输送的重要保障。但是在实际应用过程中，由于管道使用年限、腐蚀以及相关的外力干扰因素，也会造成管道泄露事故的出现，所以针对管道封堵抢修技术的内容，相关工作人员必须要给与高度重视，进而不断完善该行业的发展。 关键词：油气管道封堵；抢修技术；发展现状；展望 引言 随着时代的发展，全球社会经济水平正处在飞速发展的时期，这与现代社会经济水平的提高以及安全、快捷的能源保障分不开。为了满足人们的生产生活需求，各个国家的油气管道建设一直在不断的发展与扩大。在日常进行的油气管道线路扩展，维修等过程中，经常需要对油气管道进行紧急的封堵抢修，尤其是海洋油气管道，因为其环境的特殊性，很容易受到破坏。为了切实的满足社会各行业日益提高的需求，油气管道的规模也在不断的建设和扩大当中，在管道的运行、扩展、修改、支路建设、管段更换过程中时常需要利用到封堵抢修技术，为了确保能够及时的为社会各行业提供高质量的服务，管道封堵抢修就显得尤为重要，因此有必要对当前的油气管道封堵抢修技术进行分析。 1油气管道封堵抢修技术国内外发展现状 1.1国外油气管道封堵抢修技术的发展 由于早期几次工业革命的推进能够，国外的石油工业开启时间相对我国起步时间早，发展迅速，技术成熟。在管道封堵抢修实践中，国外的工程师们具备成熟的技术，也在维修实践中积累了大量的宝贵经验。国外工程师们在陆地上开发的油气管道封堵抢修技术也逐渐应用在海洋油气管道的维修实践中，并取得了良好的应用效果，逐渐使油气管道的封堵抢修技术不受地点和环境的约束。Furman-ITE公司是美国油气管道封堵抢修技术发展的先驱，在国际范围内，最早实现了油气管道带压封堵抢修的实验，在油气管道的封堵抢修技术发展中迈出了重要的一步。之后一种先进的管道封堵抢修技术，远程遥控压力管道定点封堵技术在TDW公司得到实现，该技术可以达成在高压状态下对一段管道进行隔绝的目的，从而在管道封堵抢修的过程中不需要减低管道压力，在维修的过程中不需要放空整个油气管道，也不会影响油气管道的正常工作，该技术大大减少了油气管道维修的时间和成本，带来了巨大的经济效益。该技术也大大降低了海底油气管道在开孔和焊接过程中的危险程度，能够实现一些油气管道周围部件，例如阀门、立管等的独立安装和更换。美国的Oil-StatesHydroTech公司，在世界石油供应产业中，具有十分重要的地位。该公司积极对海底管道封堵抢修技术进行研究，积累了大量的海底油气管道维修的经验，目前该公司海底管道维修技术水平可以达到在海平面以下1651米进行维修作业，该公司的研究水平是世界上目前最前沿的水平，引领世界油气管道封堵抢修技术的发展方向。 1.2国内油气管道封堵抢修技术的发展 由于我国历史发展的原因，石油工业起步相较于西方国家晚了近大半个世纪。但我国石油工业自起步之后，经过几代人不断的努力，同样取得了举世瞩目的成就。我国的管道运输在油气运输发挥越来越大的作用，在原油、天然气、成品油的运输中，大部分均由管道运输来完成。而我国管道封堵抢修技术的发展，已经满足了各类油气运输管道的基本封堵抢修需求。目前，我国油气管道维修所能完成最大的管道直径已经达到1.4米，在封堵维修工作中允许的管道压力也逐渐增大，国产的管道封堵维修水平在管道不停输维修方面已经达到世界一流技术水平。最值得提出的是中国石油天然气管道局抢险中心已经具备了可以在世界范围内进行油气管道封堵抢修作业的能力。 2当前管道封堵抢修技术的应用分析 2.1冷冻封堵技术 在上世纪八十年代，冷冻封堵技术在油气管道的封堵作业中，得到了较为广泛的应用，在应用上，其核心的技术内容，是利用那些具有快速凝固、解冻的液体，将其注入到管道之中，同时借助相关的降温手段，来达到封堵管道的目的。在对这项技术进行应用的过程中，其关键点就是寻找到一种最为合适的封堵剂。根据实际的研究成果，在当前，固水乳化剂属于是这项技术内容的应用核心，并且通过对试验结果进行分析发现，在解冻的环境下，这种材料可以在最短的时间里恢复乳膏状态，并具有较好的质密性。在实际应用过程中，为了确保固水乳化剂的状态，需要设计出相关的保温套管，在其与管道中间，填充一定量的保温冷冻介质，通过热量的平衡，确保其固水乳化剂可以处在一个保温冷冻的介质状态。在实行管道封堵抢修作业的时候，首先，利用合适的方法，将这些填充剂放置进管道，利用保温管套可以在内部实现较大的温度差，这时固水乳化剂会发生凝固膨胀，通过与管道内部所产生的摩擦力，对管内介质所输送的压力进行平衡；在解封时，通过对套管、冷冻介质进行移除，可以确保固水乳化剂在常温状态下恢复到乳膏状，之前所产生的摩擦力消失，达到解封的目的。 2.2不停输带压开孔封堵技术 在当前的油气管道封堵抢修技术中，不停输带压开孔封堵技术的应用较为成熟，根据不同的封堵机械方法，可以将其分为筒式封堵、盘式封堵、悬挂式封堵和挡板囊式封堵等几类。在应用上，针对那些形状不规则的管道或者是管道内部具有大量结垢，可以采取筒式封堵的方法；盘式封堵对于输送介质具有较强的适应性，主要应用于那些需要对天然气、成品油和原油的管道进行运输的时候，可以采取盘式封堵的方法，但是在应用的过程中也需要注意，这些管道之中不能存在结垢的问题；悬挂式封堵适用于那些用于液体和气体介质的输送管道，可以承受较高的管内介质压力；而挡板囊式封堵尽管对于管道内壁环境具有较强的适应性，但是由于其所产生的封堵压力较小，在进行封堵操作之前，需要对管道的输送压力进行降低。在对不停输带压开孔封堵技术进行应用的过程中，需要在旁边搭建临时输送管线，避开维修管段，确保在执行封堵抢修工作的过程中，可以保障中下游的正常工作。在封堵的时候，首先应该在待抢修管道的上下游附近，安装夹板阀；紧接着，可以利用开孔机在管道上进行开孔操作，并利用旁通管道建立对管内介质进行输送的临时管线；最后则需要撤掉开孔

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

地上燃气管道(中压)通气作业操作规程

地上燃气管道（中压）通气作业操作规程1本规程规定了地上燃气中压管道通气作业的工作内容。 本工程适用于地上中压燃气管道的通气作业。 2通气前的准备 2.1组织通气操作人员，根据图纸逐个清点确认系统设备、阀门，包括上升立管阀门、下降立管阀门、天面放散阀门、天面排液阀、下降立管末端放散阀及入户球阀。 2.2按照任务单内容核对通气范围，确定控制阀门。 2.3准备相应的工具、材料、通讯器材及氮气等。 2.4检查系统及附属设备，关闭入户中压系统阀门、天面放散阀、排污阀、集中表箱内的中压阀和所有用户低压入户阀，并检查确认无误。 2.5在中压系统末端安装精密压力表进行压力监测。 2.6确定置换气体排放点，在排放区设置警戒，禁止火种及无关人员进入排放区。 2.7利用下降立管作排放点时，必须用胶管或镀锌管引至通风良好处，排放口应朝下风方向排放，室内、通风不良处、采光井内不得作为直接排放区。 3氮气试压和置换 3.1新投运的管线系统应采用间接置换法进行置换，即先用氮气置换空气，再用燃气置换氮气。 3.2氮气瓶安装氮气减压阀，出口用中压胶管与系统上升立管总阀后的1/2”球阀联接紧固。 3.3开启氮气系统，调节氮气出口压力不超过0.15MPa，开启系统联接的 1/2”球阀，将氮气导入系统进行充氮。

3.4系统充氮过程中，注意观察各排放点压力变化情况，判断系统是否畅通。 3.5系统压力升至0.07 MPa时，打开排放点阀门进行排气；若出现排气不畅，应对管道进行分段排气检查，判定堵塞点并排除堵塞物。 3.6系统氮气排放完毕后，关闭各排气点阀门。 3.7继续导入氮气，当系统压力0.1Mpa时，保压1小时，以压力不降为合格。 若压力降低，应检查确认泄漏点。3.8关闭氮气系统，间歇开启天面放散阀，使系统压力降至0.05 Mpa。 3.9关闭上升立管总阀后1/2”球阀，拆除氮气系统，并用丝堵将球阀封堵塞，氮气置换完成。 4燃气置换 4.1抢修后的管线可直接进行燃气置换。 4.2上升立管及天面管的置换 4.2.1关闭各下降立管阀门，关闭天面放散阀与排液阀，检查集中调压系统，确认各调压器前阀门应关闭。 4.2.2检查排气点放散阀位置，当放散阀位置处于上风头时，应用胶管或镀锌管引至通风良好处。 4.2.3开启上升立管阀门，将燃气导入系统内，间歇开启天面放散阀，排放系统内气体，排放过程中随时探测石油气浓度。 4.2.4当确认有石油气排除后，应将置换出的混合气体引至空旷地排空或燃烧。 4.2.5关闭放散阀，系统保压，检查系统，确认无泄漏。 4.3下降立管燃气置换

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

管道中的缺陷及修复

管道中的缺陷及修复 油气管道断裂的基本原因来自管线中的缺陷。认识缺陷产生的原因，并把缺陷减至最低限度，这对防止管道的断裂是十分重要的。发现缺陷以后，正确的判断，并加以修复，也是十分重要的。一、油气管道事故分析 (一)事故的定义 出现何种问题才算是事故，我国尚无明确界限。美国许多年前，就成立管道安全机构，原文为“OfficeofPipelineSafetybytheOperators”简称OPSO，专门统计、研究、管理有关管道安全方面的有关事宜。该组织将管道事故做出如下定义，并规定所有符合该定义的事故均需向该组织报告。OPSO将管道事故定义如下，据初步了解，全世界大多数工业发达国家均采用此定义： (1)造成人员死亡和重伤需送医院治疗者； (2)需要更换输送管段者； (3)造成天然气爆炸者； (4)经济损失大于5000美元者； (5)造成泄漏需立即修复者； (6)用瓦斯及类似介质进行试压出现失败者； (7)其它由操作使用单位判断确认事态严重需确定为事故者。 看来以上定义也不尽完善，将来需进一步补充，我国可参照

执行。 (二)操作管线的事故统计和分析 OPSO统计了由1970年至1975年六年间操作管线的事故情况，颇有代表意义，见表2—5—3。 表2—5—31970年至1975年美国操作管道事故统计事故分类次数百分比外部原因138456管材缺陷41517腐蚀26615建造上的缺点1245其它1707总计2459100％由上表看出外部原因占总事故的一半以上，所谓的外部原因主要由以下构成： (1)有69％系由于美国管道发展历史较长，有些老管线原来标志不清，或标志随着时间的流逝已逐渐失落，竣工图不完善，以致在地面施工其它建筑物时把管线碰坏； (2)有14％系由于地震、滑波、活动断层、河流穿越管段被冲出河床等土壤移动而造成的损坏。 (3)有6％系由于设备(泵、阀等)操作不当引起水击或其它原因将管线损坏； (4)有2％系车辆破坏(如重型车辆将管线压坏或碰坏)； (5)有9％系人为破坏造成的。 我国管线建造历史较短，目前前述第一条不是主要的，而第二条是占第一位的。但随着时间的推移，如果我们不将国外的教训引以为戒，第一条所述的事故原因将会大为增加。 据美国统计，1970年至1975年六年时间内，腐蚀和管材原

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

燃气安装维修操作规程

深圳市商厨科技有限公司 我公司燃气安装维修操作规程： 一、安装规则 1．燃气引入管不得敷设在卧室、卫生间、易燃或易爆品的仓库、有腐蚀性介质的房间、发电间、配电间、变电室、不使用燃气的空调机房、通风机房、计算机房、电缆沟、暖气沟、烟道和进风道、垃圾道等地方。 2．住宅燃气引入管宜设在厨房、外走廊、与厨房相连的阳台内(寒冷地区输送湿燃气时阳台应封闭)等便于检修的非居住房间内。当确有困难，可从楼梯间引入(高层建筑除外)，但应采用金属管道且引入管阀门宜设在室外。 3．商业和工业企业的燃气引入管宜设在使用燃气的房间或燃气表间内。 4．燃气引入管宜沿外墙地面上穿墙引入。室外露明管段的上端弯曲处应加不小于DN15清扫用三通和丝堵，并做防腐处理。寒冷地区输送湿燃气时应保温。 5．引入管可埋地穿过建筑物外墙或基础引入室内。当引入管穿过墙或基础进入建筑物后应在短距离内出室内地面，不得在室内地面下水平敷设。 6．燃气引入管穿墙与其他管道的平行净距应满足安装和维修的需要，当与地下管沟或下水道距离较近时，应采取有效的防护措施。 7．燃气引入管穿过建筑物基础、墙或管沟时，均应设置在套管中，并应考虑沉降的影响，必要时应采取补偿措施。 8．建筑物设计沉降量大于50mm时，可对燃气引入管采取如下补偿措施： 1 加大引入管穿墙处的预留洞尺寸。 2 引入管穿墙前水平或垂直弯曲2次以上。 3 引人管穿墙前设置金属柔性管或波纹补偿器。 9．燃气引入管的最小公称直径应符合下列要求： 1 输送人工煤气和矿井气不应小于25mm； 2 输送天然气不应小于20mm； 3 输送气态液化石油气不应小于15mm。 10．燃气引入管阀门宜设在建筑物内，对重要用户还应在室外另设阀门。 11．送湿燃气的引入管，埋设深度应在土壤冰冻线以下，并宜有不小于0．01坡向室外管道的坡度。 12．地室、半地下室、设备层和地上密闭房间敷设燃气管道时，应符合下列要求： 1 净高不宜小于2．2m。

最新国外管道检测及管道维修补强衬里技术

国外管道检测及管道维修补强衬里技术

管道检测及管道维修补强衬里技术关键词：管道补强，管道内检测，管道外检测，管道内壁补强，管道衬里 我国现有铺设管道近5万公里，在使用管道不可避免的会因为腐蚀、疲劳和机械损伤等形式造成管道缺陷，降低管道最大安全操作压力和可靠性。如何保证这些管道的完整性并使其安全运行，是油、气、化等工业面临的一个重大课题。国内外的大量实践应用证明，对管道进行检测-评估-维修补强是保证管道完整性的一个有效的作业链条。检测是利用内检测或外检测技术检测防腐层和管体的缺陷和损伤；评估是利用弹塑性力学、断裂力学和损伤力学的模型、方法和软件评价含缺陷管道的剩余强度，并结合缺陷长大动力学规律，预测含缺陷管道的剩余寿命；补强是利用各种方法针对管道缺陷进行修复和补强，使其恢复管道的安全运行压力。迄今国内外用于管道维修补强的方法大致可以归结为焊接类型、夹具类型和纤维复合材料类型三大类，尽管这些方法各有优点，但总的来说，纤维复合材料补强技术是综合性能最优，是目前最有应用前景的维修补强技术。 一、管道检测技术 1、管道内检测技术 是一种微型移动机器人，可以在水平和垂直管道中进行作业。该机器人专门用于专业检测，带有旋转的高清摄像机。能够完全耐受工业环境，其性能不受油、灰尘和水的影响。易于控制，无需专门培训即可操作。整个系统是防水耐冲击的。

2、管道外检测技术 渗漏检漏仪 紧凑和轻质 主处理器单元重量小于7lb，轻质，可以每天随身携带。 设计坚固，以及具有防风雨的性能 主处理器单元和信号传送器可以在暴风雨环境中、零度以下温度以及阳光直射下进行操作数小时。 高灵敏度传感器的标准 新型的传感器是非常灵敏的、尺寸较小，并且可以完全支持浸没式。 非内置可充电性电池 标准电池或可充电的D电池，可以维持整天的工作 设置简单，运行方便

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。

管道输油气企业设备管理与维修体制的探讨

管道输油气企业设备管理与维修体制的探讨概述随着管道运输事业的迅速发展，输油气企业的设备管理与维修体制, 作为企业管理的重要内容，已成为企业领导共同关心的问题。那么探讨、学习、借鉴国外先进设备管理制度，规范建立符合输油气企业特点的设备管理与维修体制，是有效保证输油气生产安全运行的重要课题。本文就管道输油气企业的设备管理与维修体制进行探讨。 国外发达国家的设备管理与维修体制简介国外发达国家的设备管理与维修体制，对我们的设备管理与维修体制的规范与完善有一定的指导和借鉴意义。下面分别介绍主要发达国家在设备管理与维修体制方面的基本状况和基本管理方法。 前苏联在设备管理与维修体制方面，采用的是计划预修制度，其全称为：统一计划预防维修制度。制定依据是机械设备的磨损规律理论。具体实施根据设备的运行时间划分维修等级（如：大修、中修、小修等）。维修组织机构采取运行与维修分开。我国机械工业的设备管理与维修体制采用的就是前苏联的管理体制。 美国设备管理与维修体制采用的是预防维修和生产维修的管理体制。 预防维修体制基本上是以检查为基础的维修体制，其出发点改变过去的事后维修的维修做法，减少故障和停机损失。生产维修体制由 四种具体维修方式构成：一是维修预防，它提倡在制造阶段就认真考虑设备的可靠性和维修性。二是事后维修，它主要思想是设备出现故障再修，不坏不修。三是改善维修，主要是利用先进技术，对设备进行改造，改变设备某些缺陷和先天不足，以提高设备的先进性和可靠性。四是预防维修，它主要以检查为基础进行的维修，并包括两个方面：定期维修和预知维修。 英国采用的是设备综合工程学理论，进行设备管理与维修。它强调对设备一生的设置费和维持费做综合权衡，以寿命周期最经济为目标进行综合管理，并把设备的可靠性和维修性贯穿到设计、制造和使用全过程。在管理方面强调：技术是基础、管理是手段、经济是目的。 瑞典目前对设备管理维修采用的是以状态监测为基础的预防维修体制。维修组织机构以社会化专业公司为主。