—— 西南油气田输气管理处管道管理工作主要经验

中国石油西南油气田公司输气管理处始建于60年代中期，是净化天然气长输管道管理和运营销售的专业化企业， 也是西南地区最大的净化天然气供应商。 经过几十年的建设发展， 输气管理处的天然气管网形逐步形成了“三横三纵三环”为主体， 其它输气干线为连接线的环形骨干管网， 截至2011年12月， 拥有在役输气管线4333.644km。

川渝地区天然气资源开发利用时间较早， 管网根据勘探开发及市场发展情况规模逐步扩大，受不同时期管道材质及施工技术水平的影响， 管道本质安全水平参差不齐； 随着社会经济建设的不断发展， 地方建设与管道安全运行的矛盾日益突出， 部分管道、 站场被城镇开发区包围， 第三方施工危及管道的情况时有发生， 管道保护外部环境形势严峻； 同时川渝管网点多线长， 水力模型复杂， 加之复杂多变的丘陵地形地貌， 更加大了管道管理的难度。

输气管理处按照建设专业化企业要求提出了“建设国内一流天然气运营企业”的目标， 在管道管理上从精细化基础管理、 提升管道本质安全、 降低管道外部环境风险、 加大科研投入力度、 优化管网运行及应急保障五个方面开展工作， 管网安全平稳运行得到了有力保障。一、夯实基础管理工作，规范管理流程与工作标准

1. 建立管理工作指南， 理顺工作流程。 输气管理处下设8个作业区， 管道管理工作实行处、 作业区、 管道保护工三级直线管理模式， 形成了以管道管理科为主管部门、 质量安全部门行使监督检查、 工艺科研部门提供技术支撑、 生产运行部门和抢险中心承担应急抢险的横向保障体系， 通过建立以个人岗位责任制为中心的工作指南， 明确了管理职责、 工作界面与标准， 理顺了管理流程， 为管道保护工作打下了坚实基础。

2. 推进管道附属设施的标准化管理。 针对管道建设时间跨度长， 执行标准不统一的问题， 2006年以来申请专项资金510万余元， 对全处管线上的里程（标志） 桩、 宣传牌按照统一标准进行制作和安装， 加装里程（标志） 桩共计28800余个， 堡坎刷漆44000平方米， 制作标识牌、 宣传牌560处， 做到了三、 四类地区50米一桩， 场、 镇村落人口聚集地区、 交通频繁出入口地区、 经济开发区周边均有宣传牌； 对18条管线125处明管跨越管线重新上漆， 累计达2634.7米； 在各输气站、 阀室、 阀井增设管线进出站标识标志工作， 明确输气站场内各埋地管线的走向及周边环境情况。

3. 开展“依法提升保护管道”的法律研究工作。 重点将“宣传教育法、 协商合同法、 监控劝阻法、 报告制止法、 申告行处法”等5种非诉讼法律方法和“管道保护民事诉讼方法、 管道保护刑事诉讼方法、 管道保护行政复议方法、 管道保护行政诉讼方法”等4种诉讼法律方法的相关内容进行“整合”， 形成《管道保护的法律方法与应用》 成果， 制定下发了《输气管理处第三方损害管道索赔法律程序指引》 ， 成功处理付安输气管线车祸撞管索赔案等6起法律纠纷， 挽回避免经济损失600万元。

4. 整合规范基础资料， 实现信息化管理。 统一规范基础资料， 将全处站场管道基础资料优化整合成17种； 编制《输气管理处生产设备操作规程》 、 《输气管道站场技术培训教材》 ， 100%涵盖了全处所有生产设备； 及时修订《输气管线站场手册》 、 《输气管理处天然气管网示意图》 ，累计收集、 整理、 汇编文字材料达50余万字； 持续开展管网测绘及信息化录入工作， 测绘输气管线59条共计2742.948公里， 输气站场122座， 详细记录了输气站场的基本情况、 输气管道的走向、纵断面图、 沿线自然概况、 交通情况、 穿跨越工程等信息， 为构建全处基础管网地理信息数据库和地理信息管理系统奠定良好的基础， 对管线、站场的相关数据进行了收集、 整理， 共统计入库数据近40万条。

5. 推进管道完整性管理， 达到6级中级管理水平。 成立管道完整性推进办公室， 每年年初对管道完整性推进工作进行部署， 定期开展分析对接； 编制完整性管理方案54个， 建立健全了《管道完整性管理过程控制程序文件》 、 《管理手册》 等各类技术标准、 规章制度、 维护管理程序文件120个， 全面完成了所辖管道完整性管理循环的工作目标， 基本达到了6级水平， 实现完整性覆盖率100%。

二、形成管道评价、检测、维护维修闭环管理，提升管道本质安全

管理模式由工作局部维护变为整体预控、 事先预控， 由抵挡风险变预测风险、 削减风险， 并且形成了依托高后果区识别和风险评价指导削减管道运行风险， 常规检测指导涂层缺陷修复， 通过智能检测对管道缺陷进行补强的维护整改的固定模式。

1. 分批次对输气处管道开展完整性评价。利用开发的“在役管道恶化检测和完整性评价体系”系列技术， 对83段共计4058.197公里管线进行了高后果区评价， 完成了两次高后果区识别，评价出高后果区总长度1381.317公里， 管段总段数256段， 高风险管段总长度272.489公里。 根据评价结果， 为风险缓解措施的采取、 改造方案的制定提供了科学的依据和指导。

2. 认真落实阴极保护的三项技术指标。 将设备完好率、 送电率、 阴极保护率三项技术指标作为考核指标， 从管理上保证了阴极保护系统长期、 良好运行； 研制了一套输气管道阴极保护系统保护电位数据管理软件， 为阴极保护系统的保护电位调整和分析及特殊管段的维护， 提供有效手段； 采用断电法测试技术共对2849.859km输气干线进行了阴极保护测试， 通过对北干线等处于欠保护状态的管线阴极保护系统进行调整， 使输气干线的阴极保护率大大提高。

3. 及时安排常规检测及智能检测工作。 合理安排管道周期性检测， 到2010年底输气处对3658.307km的管线进行了常规检测， 并完成了检测报告编制工作。 通过检测发现管线防腐层破损点16277个， 根据检测结果对管线防腐层破损点、 部分五级防腐层共计2000余处进行了修复。 “十一五”期间通过与国外专业智能检测公司的合作， 共完成23条29段管道的智能检测， 受检管道总长1417.32公里， 共发现521153处金属损失缺陷， 其中内腐蚀361426处， 外腐蚀159622处， 同时还发现凹陷4246处， 环焊缝异常821处。 通过智能检测， 及时、 有效、 准确地摸清了管线现状， 为管线的预防性维修提供了可靠的指导。

4. 采用新型管道补强技术和防腐材料。 针对智能检测发现的管道缺陷， 采取复合材料补强和换管相结合的方法， 采用碳纤维补强材料成功修复了付纳线28处裂纹缺陷和威青线1处焊缝缺陷，采用了环氧树脂套筒修复了威青线3处螺旋焊缝缺陷， 采用APPW和ClockSpring对3000多处管体本质缺陷进行了永久性修复， 采用了粘弹体防腐材料对三通、 环氧树脂套筒修复件等异性管件进行防腐处理。

三、清理隐患、加强监控，构建地企联动长效机制，降低外部环境风险

在《石油天然气管道保护法》 出台前， 输气管理处遗留了大量管道违章建筑， 据2006年初统计达到了3016处。 通过制定违章占压整治三年规划（2006-2008） ， 举全力实施中青线改造、 威青线三四类地区改线和南干线东段安全隐患整改等38项安全隐患整改工程， 投入拆违专项资金1.2亿元， 彻底解决了历史遗留违章占压问题。

1 . 全面清理违章占压隐患。 成立了安全环保隐患整改治理领导小组， 负责隐患治理的组织领导、 安排部署与协调工作， 对挂牌督办的隐患项目做到防范措施、 责任、 人员、 资金和时间“五落实”， 取得阶段性的成果： 采用“拆”“改”相结合的拆违方式共计消除1405处安全隐患； 以国家专项整治为契机， 配合四川省及重庆市专项整治办公室消除部际挂牌安全隐患56处； 按照“后建服从先建”的原则争取地方出资改线共计消除244处安全隐患； 依托投资项目通过成德线改造、 中青线改造等工程消除631处安全隐患； 停输部分老管线消除158处安全隐患； 通过向下游天然气公司及专业销售公司移交资产消除60处安全隐患。

2. 突出第三方施工作业安全受控。 对近100个城镇经济技术开发区和管道沿线第三方施工作业实行严密监控， 一是按照危害严重程度、 与管道距离等标准， 对管线第三方施工及重点隐患进行安全分级， 制定了《管线第三方施工及重点监控处置细则》 ， 确保管线第三方施工及重点隐患监控处置工作实现标准化、 制度化。 二是对管道沿线第三方施工作业， 采取24小时专人守护、 定期巡查、 处及作业区两级隐患监控网络周报制等措施实现了管道周边施工的受控管理。 三是定期对第三方施工的监管检查， 建立管道安全联系检查指导制度。 四是全面推广应用长输管道GPS巡检系统， 具有实时拍照功能， 能将现场真实情况及时上传至GPS网络系统， 对管道巡检工作进行实时、 动态的信息化管理， 提高了管道巡护工作质量和隐患排查处理的应急反应能力。

3. 加强地质灾害监控。 引进人才进入博士后分站开展地质灾害防治研究， 开展《地质滑坡对输气管道的力学影响研究》 ， 对滑坡进行了18个管道应变监测点、 6个管道土压力监测点、 6个地表位移监测点的现场监测， 形成了集坡体变形监测、 管道受力监测于一体的系统监测网提出典型滑坡相应预防和治理措施。

4. 构建地企联动长效机制。 以国家部际挂牌隐患专项整治行动为契机， 建立管道沿线政府部门长效联动机制， 以省际联席会议为依托， 同四川省经委建立了管道保护联动机制； 建立警企联建联治工作会议制度， 实现警企联动长效机制；以重庆市安监局为平台， 建立“一小时汇报协调制度”、 管道安全检查机制、 地方政府部门管道保护年度问责考核制； 多次配合国务院法制办管道立法调研组、 四川省人大委员会等领导开展管道立法调研， 引起川、 渝地区各级政府对隐患整治工作的重视； 通过提前介入新改扩建工程项目审批， 采取隐患监控信息管理等形式， 杜绝了管道出现新增隐患。

5. 强势开展多角度、 多方位管道保护宣传活动。 2006年以来， 精心制作了《守护生命线——天然气管道设施安全隐患警示》 电视专题片， 在管道沿线地方电视台滚动播出； 先后在《四川石油报》 推出了《聚焦天然气管道保护》 专题， 连续刊出《输气管道亟待“法”的保护》 等14篇新闻综述和评论文章； 在《四川日报》 刊发了《4000余处火山口威胁输气动脉》 的深度报道，被新浪、 网易等国内多家权威网站转载； 在《四川在线》 设置管道保护宣传的专题网页， 集中反映管道保护面临的严峻形势， 有力助推了管道保护和管道安全隐患整治工作； 结合《石油天然气管道保护法》 的正式颁布， 开展川渝“千里管线行”、 “管道保护 人人有责”等系列大型宣传活动， 与重庆市政府举办的“石油天然气管道保护法实施在行动”大型宣传活动， 吸引了以重庆日报、 重庆晚报、 重庆时报、 重庆电视台和中国安全生产监督报为代表的主流媒体前来进行采访报道， 声势浩大、 影响面广。

四、加大科研技术投入，发挥强大支撑作用

“十一五”以来， 先后投入科研及现场试验经费1100万元， 完成各类科研项目及课题34项， 8项取得地区公司级专有技术， 16项荣获中国石油科技创新奖， 5项取得国家专利， 缩短了与国外先进水平的差距。 在腐蚀监测和阴极保护有效性评价、 在役管道恶化检测和完整性评价、 管道修复、 管网运行的优化和升级、 地质灾害防治研究等多个方面取得成果。

1.科研技术成果丰硕。 《长输管道阴极保护电位微功耗采集器》、 《油气管道腐蚀缺陷补强后的补口方法》 两项技术获国家知识产权局专利授权的发明专利， 填补了长输管道领域专利授权的历史空白； “埋地管道杂散电流专家分析系统”、 “在役管道新型补口工艺技术”两项科研成果通过西南油气田公司技术秘密认定。

2 . 科研技术项目紧贴生产管理需要。 研发了管网多媒体系统等13个应用系统， 自主研制出管道消磁器、 杂散电流测试仪等一批先进设备， 形成“输气管道阴极保护有效性评价技术”等十余项专项技术。 运用“在役管道新型补口工艺技术”对两佛线等7条输气管道修复本体缺陷2275处， 提高了管道的本质安全系数；成功开发站场3D数字化管理系统， 实现地理信息与三维场景、 工艺流程、 设备信息、 重大危险源等的管理和查询； 开展了管道阴极保护电位调整及故障排查、 在役干式除尘器除尘效率调研、 硫化铁粉燃烧对管材影响、 站场噪声治理、 第三方破坏监控分析、 地质滑坡监测、 杂散电流测试、 管网规划与评价等方面的技术应用和技术服务， 解决生产现场技术难题， 保障了输气生产的安全平稳运行。

五、优化管网监控调配，完善应急保障体系

川渝地区天然气市场化程度较高， 地方经济发展对天然气依存度较高， 输气管理处一直将管网的运行监测与应急保障作为重点工作来抓， 确保对突发事件的快速反应， 将对用户的影响降低到最低。

1. 生产运行信息化管理全面升级。 完成SCADA系统二期扩容项目， SCADA站场、 阀室由23个增加到93个， 实现了重点场站、 限压输送管段和节点压力、 流量实时监控， 数据的及时录入、 发布； 完善生产运行信息系统调度瞬报模块， 实现生产数据系统共享， 彻底取消了频繁电话收集录取数据的工作方式， 天然气运行调配工作的自动化、 信息化技术水平迈上了新台阶； 引入数字化管道建设技术， 北内环集输气管道成为川渝地区第一条数字化管道， 实现了现代管道勘察设计、施工和运行管理全程数字化， 为管道建设和管理提供了高效率的网络化信息平台。

2. 优化管网运行管理。 梳理全处31条重要干线管道的工艺运行规程， 内容涵盖管道基础资料、 重要工艺设备参数、 用户供气参数， 有利于各级管理者及时、 准确掌握各条管道的基本运行情况和重要控制参数； 完善大管网预警机制， 对8个站场重要节点压力实行分级管理， 明确正常压力、 偏低压力、 紧急压力情况下对应的管网调控措施， 提高了紧急情况下重点站场流程调整的准确性、 管网运行的可控性。

3. 应急预案体系框架。 健全“一个小组、两个机构”的应急管理组织体系， 编制处总体应急预案及八个专项预案， 统一重大突发事件应急演练机制、 应急处置机制、 信息上报机制， 完善涵盖事前、 事中、 事后各环节的沟通协作和运行机制， 增强了应对突发事件的主动权； 面对低温雨雪冰冻和“5•12”汶川特大地震等自然灾害，及时启动应急预案、 及时有效应对处置， 顺利化解了重大自然灾害带来的不利影响， 确保了冰雪气候下管线畅通运行， 确保了地震期间无人员伤亡、 未因处置不当造成用户损失和管道险情， 实现了安全平稳输供气。

4. 依托专业化应急抢险队伍。 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， 购置了先进的管道开孔、 封堵成套设备， 具备在4小时内到达四川所辖管线和站场， 独立完成两处主（支） 线的应急处置任务， 确保一旦发生突发事件能够迅速有力处置， 最大限度地将损失、 危害和影响降到最低程度。

结束语： 通过夯实基础管理工作， 结合气质监测与控制、 管道检测等先进监测与检测手段，并及时采取预防性维护措施， 管线失效事故率呈明显下降趋势， 管线失效事故由2006年的7次下降到2010年的2次， 失效事故率由2006年的2.55次/1000km.a下降到2010年的0.5次/1000km.a， 管道本质安全明显提高； 通过违章占压隐患清理， 构建地企长效联动机制， 管道周边第三方施工损伤管道情况得到明显遏制， 三年来未发生一起第三方损伤管道事故， 并连续四年实现“新增占压隐患为零”目标。 今年下半年， 中卫天然气管道将与川渝管网连通， 川渝管网将迎来融入全国管网格局的新时期。 压力与机遇并存， 管道管理任重道远。