中国石油管道分公司输油气站QHSE管理实

第一篇：中国石油管道分公司输油气站QHSE管理实

中国石油管道公司输油气站

QHSE管理实施细则

1范围

1.1总则

为规范输油气站的QHSE管理工作，促进QHSE管理水平的提高，制定本细则。

1.2应用范围

本细则适用于中国石油天然气股份有限公司管道分公司所属输油气站的QHSE管理工作。

2引用文件

下列文件中的条款通过本部分的引用而成为本部分的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本部分，然而，鼓励根据本部分达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本部分。

Q/SY2.2-2001质量健康安全环境管理体系要求

中国石油天然气股份有限公司管道分公司质量健康安全环境管理体系

管理手册 程序文件（B版）术语和定义

三清：厂房清、设备清、场地清；

四无：无油污、无杂物、无明火、无易燃物；

五不漏：不漏油、不漏气（汽）、不漏水、不漏电、不漏火。文件资料和记录

4.1文件要求

4.1.1建立受控文件目录并实时更新，文件管理符合分公司文件控制程序的规定。

4.1.2根据岗位需要，配置标准、制度、规范和作业指导书。

4.1.3岗位作业指导书格式、内容执行《QHSE管理体系文件编制导则》。

4.1.4应急预案、作业指导书、管理规定等文件可操作性强，责权明确，能够有效指导相应工作的进行。

4.1.5 定期对文件、检查表等进行评审，对发现的问题及时进行修订和反馈。

4.2记录控制

有QHSE工作记录清单，记录有相应的保存期，记录填写及时真实、内容完整、无随意涂改。记录的保存、归档等管理工作符合分公司记录控制程序的规定。

4.3法律、法规及其它要求

4.3.1建立适用法律、法规及其它要求清单，定期评价其有效性和适用性。1

4.3.2按要求在本单位组织法律、法规及其它要求的宣贯。

5QHSE管理

5.1质量健康安全环境目标

结合岗位职责和业绩考核相关内容将分公司的QHSE管理目标、指标分解到各相关班组、岗位，明确具体控制管理办法，形成输油气站各岗位的QHSE管理目标指标。

5.2职责和权限

5.2.1建立完善的班组、岗位的岗位职责和安全职责，明确各岗位的任务、责任和权利。

5.2.2设置QHSE管理组织机构，设有QHSE监督员，明确人员及职责。

5.3 QHSE基础管理

5.3.1重要过程管理

识别输油气生产中的重要控制过程，应包含以下作业：

a）影响输油气生产的关键作业；

b）危险部位的作业；

c）有毒有害作业；

d）特种作业；

e）其它影响输油气生产质量及产生重大危害的作业。

确保以上过程的培训，配置所需文件，对其实施重点控制、跟踪控制，对其实施有效监督并持续改进。根据生产需要不断更新识别结果。

5.3.2安全基础管理

a)定期组织安全活动，落实上级安全生产的文件、通知及安全电话会议精神，并做好活动过程记录。

b)定期进行危险源识别，过程和所形成的记录符合程序文件的要求，对重大危险源有系统的管理措施。

c)应急预案内容涵盖站队能涉及的各类重特大事故，对应急预案要定期培训与演练，记录演练活动，分析人员掌握情况和预案可操作性，对其发现的问题及时进行改进。d)开展维检修工作应填写维检修工作票，实现对维检修工作全过程管理。

e)对更新、改造、大修理项目，要求施工队伍编制项目QHSE计划书，并对其审查、监督。

f)特种设备和安全附件、安全设施须经具有相应检验资格的检验部门定期检验，有使用证，并在检验有效期内运行。检测报告或检定证书完整齐全。

g)严格执行驾驶员内部准驾制度，定期检查车辆状况，及时进行维修保养。车辆的使用应以满足生产需要为第一目的，除紧急情况外，车辆使用必须经过授权和审批。

5.3.3环境基础管理

a)环境监测数据、报告齐全，废弃物实行分类管理，污染物排放符合国家有关标准的规定。b)配置并执行废弃物处置、废水、废气排放、办公用品使用等方面的管理规定。

c)污染源治理设施（除尘器、隔音罩、污油处理系统等）必须运行良好，由专人管理，运行情况有记录。

d)建立污染源治理设施台帐、污染物排放统计台帐、排污口位置分布图。

e)定期进行环境因素识别，过程和所形成的记录符合程序文件的要求。

5.3.4健康基础管理

a)识别有毒有害场所，设置明显标识，按照股份公司规定定期进行检测和治理。b)按照股份公司和分公司的规定，定期进行员工职业和非职业健康体检。

c)建立健全职业病防治档案，职业病危害因素作业场所的监测报告及从业人员的定期体检报告齐全。

d)有食堂的输油气站建立食堂管理制度。炊事员有健康证，具备上岗资格。

e)配有应急药箱，管理制度完善，应急情况下能够使用。

6能力、意识和培训

6.1能力和意识

6.1.1操作人员不应患有与所从事工作相关的职业禁忌症。

6.1.2岗位员工能熟练掌握本岗位操作技能，规范操作，关键岗位的员工熟练掌握本岗位控制的工艺参数及其安全范围、工艺流程、设备性能，能够独立分析、解决本岗位生产中出现的问题。

6.1.3岗位员工熟知本岗位、操作区的危害因素、熟练掌握防范措施、本岗位的应急预案及其处理步骤，具有及时处理事故与故障的能力和对潜在的事故隐患识别能力。

6.1.4岗位人员掌握应急救援知识，对岗位发生的意外伤害，有采取初步处理措施的能力。

6.1.5上岗人员经三级安全教育培训合格，具备上岗资质，并按要求定期考核合格，建立特种作业人员登记台帐。

6.1.6管理岗位熟练掌握分公司的体系文件，并用于指导工作。

6.1.7岗位员工能进行本岗位的岗位描述。（岗位描述至少应包含：本岗的岗位职责、主要工作流程、主要设备及作用、本岗存在的主要风险及控制方法等内容）。

6.2培训

6.2.1根据分公司培训计划制定站队培训计划。

站队培训计划包括：

a)对公司方针、目标的相关培训、QHSE管理体系知识的培训;

b)对法律法规、标准、规章制度、作业文件、预案等的培训;

c)对关键岗位操作人员的意识与能力培训、特殊工种的培训、新员工的培训、换岗员工培训；

d)结合消防演习进行消防教育培训；

e)其他培训。

6.2.2培训工作按照培训计划，结合岗位练兵、班组QHSE（安全）活动等形式进行，集中培训应保存培训教材（内容）、培训记录、考勤表、成绩单及培训效果评价。

6.2.3对进站施工队伍进行QHSE培训教育，培训教材由分公司统一编制，内容应涵盖安全知识，质量、安全、环保、健康要求，有关规章制度等。生产管理

7.1岗位管理

7.1.1主要运行参数在标准或作业指导书中明确规定并得到严格执行，运行设备工艺参数控制在规定的安全范围内。

7.1.2配备巡回检查路线图、检查表，严格按照规定的路线、内容和频次进行巡回检查，发现的问题及时处理并记录。

7.1.3特种作业人员持证上岗。

7.1.4按相关规定发放劳动保护用品，岗位人员按规定穿戴劳动保护用品。

7.2现场管理

7.2.1设备设施严格按照保养规程进行保养和维护，在检查表中明确检查内容和标准。维护和保养有计划有依据。

7.2.2设备、工艺操作严格执行标准、操作规程和作业指导书。

7.2.3自动化仪表及计量设备按期进行检定。自检仪表有规程有记录。

7.2.4按照易取易放易管理、定位定量定容积的原则规范现场物品的摆放，用标识板、标识线、标识轮廓对设备、工具和场地进行管理。

7.2.5明确生产现场和设备的卫生责任区域，落实责任人，无卫生死角。

7.2.6现场管理按照“三清、四无、五不漏”的标准做到清洁管理。

7.3安全防护

7.3.1生产场所及要害部位根据场所特点设立警示标志。

7.3.2在厂区门卫处设置站区平面布置图，标明逃生路线，对进站人员进行进站安全教育。

7.3.3外来进站人员应穿戴安全防护用品、佩戴准入证。

7.3.4按照有关标准的规定进行工业动火，严格工业用火审批程序和用火许可证制度，对危险部位作业、有毒有害作业和特种作业应提前制定方案，并认真落实各项安全环保技术措施，有专人现场监督管理。

7.3.5严格执行各种工作制度。

7.3.6油气场所的电气设备，控制开关、照明灯具等符合安全防爆要求，电气设备定期检测，安全可靠。

7.3.7防静电接地符合规范要求，按规定要求定期测试。

7.3.8油气场所进行维抢修时应使用防爆工具。

7.4消防管理

7.4.1消防值班室应设专用火警电话和火警报警器。

7.4.2按规定配齐各岗位消防器材，并定期检查，消防栓按规定检查维护，消防道路畅通、无障碍。

7.4.3火灾自动消防报警装置、可燃气体检测报警系统按相关规程要求定期测试、检定、维护。

7.4.4消防泵应设双电源供电，能随时启动。消防管线、阀门做好维护保养，按规定储备和定期更换泡沫液。

7.4.5固定式、半固定式消防设施应符合有关规定要求保持完好，消防泵房二十四小时有人值班。

7.4.6每天进行一次消防泵盘泵，每周进行一次小循环，每年至少进行一次水喷林和泡沫消防网试运。

7.4.7定期组织义务消防队进行消防知识培训和灭火演练。监督和改进

8.1输油气站、班组定期进行全面检查，明确检查的方式、频次和对问题的处置，明确改进的实施过程与验证手段。

8.2分公司领导与站队建立联系制度，检查发现的问题得到解决。

8.3各类重要检查有检查表，检查表内容涵盖管理要求，并根据生产情况的变化及时调整。

8.4对各级检查、审核发现的问题，认真分析原因，根据需要制定、实施纠正预防措施。

8.5检查监督维、抢修及更新改造工程QHSE措施的落实情况，跟踪其整改措施的效果。

8.6定期检查、统计目标指标完成情况。

本细则规定的内容作为对输油气站进行内部审核的主要依据。

第二篇：油气长输管道一般段施工方案（精选）

油气长输管道一般段施工方案 施工作业程序

施工准备→线路交桩→测量放线→施工作业带清理→防腐管运输与保管→管道组对→管道焊接→补口补伤→管沟开挖→下沟→回填→管道连头→通球、试压、干燥施工→三桩施工→阴极保护→地面恢复→地面检漏→竣工资料提交 2 施工准备

施工前主要做好人、材、机的进场报验工作，通过监理验收合格后方可进场作业。根据征地红线，与地方政府密切结合做好征地协调工作，为施工正常进场做好准备工作。3 线路交桩

3.1 由设计单位进行现场交桩，接桩由项目技术负责人、测量技术人员参加，交接内容包括：线路控制桩（转角桩、加密桩）、沿线路设置的临时性、永久性水准点等。

3.2 接桩对水准点和控制桩采取必要的保护措施并设参照物。4 测量放线 4.1 测量

4.1.1 根据线路施工图、控制桩、水准桩进行测量放线。放线采用GPS定位测量，依据施工图、测量成果表，复测设计桩的位置和高程。

4.1.2 放线测量应测定出线路轴线和施工作业带边界线，在线路轴线上设置纵向变坡桩、曲线加密桩、各类型标志桩。

4.1.3 河流、沟渠、公路、地下管道、光（电）缆、站场、阀井的两端及管道壁厚、防腐层等级变化分界处设置标志桩。4.2 放线

线路中心线和施工作业带边界线桩定好后，按照设计宽度，放出管道中心线和作业带边界线。D508管道作业带宽度一般为16m，其中作业带边界线在作业带清理前放出，管道中心线在管沟开挖前放出。5 施工作业带清理 5.1 施工作业带清理前办理征地手续，并会同地方政府有关部门对施工作业带内地上、地下各种建（构）筑物和植（作）物、林木等清点造册后进行。5.2 对于施工作业带范围内影响施工机具通行或施工作业的石块、杂草、树木、构筑物等清理干净，沟、坎、坑、洼予以平整。对于作业带内的电力、水利设施要加以保护。

5.3 清理和平整施工作业带时，注意保护线路标志桩，如果损坏要立即进行补桩恢复，以便施工过程中能及时对管道进行监测。

5.4 施工作业带通过不允许截流的水系，铺设满足流量的涵管后再回填土或搭设便桥连通施工作业带。6 防腐管运输与保管 6.1 防腐管装卸

防腐管装卸由专人指挥，使用吊车装卸，采用专用吊具，防止损伤防腐层。6.2 防腐管运输

6.2.1 防腐管运输主要采用公路运输。管车与驾驶室之间设置止推挡板，底部装有运管专用支架，支架与防腐管接触面垫橡15mm厚胶板，防止损伤防腐层。6.2.2 直管、弯管及热煨弯头不得混装，均应单独运输。6.3 防腐管保管

堆管场地尽量设置在方便施工的地点，防腐管堆放时，根据防腐管规格、级别分类堆放，底部垫软垫层，垫高200mm以上。防腐管同向分层码垛堆放，堆管高度不得超过2层；管端距端部支撑的距离为1.2～1.8m，管垛支撑2道，管垛支撑可采用砂袋或填充软质物的麻袋。任何形式的支撑物与防腐管的接触宽度不少于0.4m，管垛两侧设置楔型物，以防滚管。7 布管

布管按设计图纸要求壁厚、防腐层类型等顺序进行，不同壁厚、防腐等级的分界点与设计图纸要求的分界点不超过6m。8 管口组对

8.1 管口组对前采用清管器将管内的杂物清理干净，并将管端10mm范围用磨光机打磨露出金属光泽，并将螺旋焊缝或直焊缝余高打磨掉平缓过渡。8.2 组对主要采用外对口器，管道的坡口、钝边、对口间隙、错边量等尺寸必须符合施工规范和焊接规程的有关规定。两管口的直焊缝或螺旋缝在圆周上错开不小于100mm以上，钢管短节长度大于管径且不低于0.5m。

8.3 错边量不大于1.6mm，均匀分布在整个圆周上。根焊工序完成后，禁止校正防腐管接口的错边量。严禁采用直接锤击的方法强行组对管口，严禁采用斜接口。

8.4 使用外对口器时，在根焊完成50%以上方可拆卸，所完成的根焊分为多段，且均匀分布，组对吊装设备在根焊完成后方可撤离。9 管道焊接

根据现场实际情况，我单位计划采用半自动焊接工艺，如发包人有特殊要求，我单位将按照发包人下发的焊接工艺执行。9.1 焊接人员

9.1.1 参加本工程的焊工均符合现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》的规定，已取得下向焊等相应项目的焊接资格证书并且参加发包人组织的考试并且取得本工程合格证的才能上岗施工，施工时佩戴发包人和监理共同签发的“焊工合格证”。9.2 主要焊接设备

按照工艺要求选取满足焊接工艺要求的焊接设备，焊接前进行检修、调试。9.3 主要技术、质量保证措施

9.3.1 按照焊接工艺规程进行焊前预热。预热采用环形火焰加热器，预热温度采用红外线测温仪测量。

9.3.2 焊道的起弧或收弧处相互错开30mm以上。焊接起弧在坡口内进行，焊接前每个引弧点和接头必须修磨，在前一个焊层全部完成后，开始下一焊层的焊接。9.3.3 根焊完成后，用角向磨光机修磨、清理根焊外表面熔渣、飞溅物、缺陷。根焊与热焊时间间隔符合焊接工艺规程要求。

9.3.4 各焊道连续焊接，并使焊道层间温度达到规定的要求。焊口完成后，必须将表面的飞溅物、熔渣等清除干净。9.3.5 焊接过程中，在防腐层两端覆盖胶皮保护层，以防焊接飞溅灼伤。9.3.6 在阴雨天气施工时，采取防雨棚保护，防止焊道受到雨淋，产生脆裂。9.3.7 每天施工结束后，在管端安装临时拆卸方便的管帽，并具有一定的密封性，防止水和杂物进入管内。9.4 焊接检验 9.4.1 外观检查

焊接、修补或返修完成后及时进行外观检查，检查前清除表面熔渣、飞溅和其它污物。焊缝外观设计规定的验收标准。

1)焊缝外观成型均匀一致，焊缝及附近表面不得有裂纹、未熔合、点孔、尖渣、凹坑、焊渣、引弧痕迹等缺陷。

2)下向焊余高为0.5-1.6mm，局部不得大于2.5mm且长度不得大于50mm。3)焊后错边量不大于1.6mm。根焊焊接后，不得校正管子接口的错边量。焊缝宽度在每边比坡口宽约1.6mm。

4)咬边深度应小于0.3mm，咬边在0.3-0.5之间，则单个长度不得超过300mm，且累计长度不得大于15%焊缝边长。

5)焊接完成后，经专职质检员及监理外观检查合格的焊缝，方能向监理申请进行无损检测，由监理下发指令，通知检测单位检测，外观检验不合格的焊缝不得进行无损检测和承压试验。9.4.2 焊缝无损检测

1)所有焊口进行100%无损检测，包括射线照相和超声波检测。

2)射线照相检测应符合现行国家标准《石油天然气钢制管道对接焊缝射线照相及质量分级》（SY4056）的规定，且在完成焊口24小时后进行。验收标准为Ⅱ级合格。

3)超声波检测应符合现行国家标准《石油天然气钢制管道对接焊缝超声波探伤及质量分级》（SY4065）的规定.验收标准为Ⅰ级合格。

4)无损检测人员应持有国家或地方技监局颁发的并与其工作内容相适应的资格证书。9.5 返修

9.5.1 施工前应编制返修焊接工艺，并严格按照规定评定合格。9.5.2 接到返修通知后，向监理单位提出书面返修申请，申请监理现场见证监督返修过程，严格按照返修焊接工艺规程执行。

9.5.3 对需要返修的缺陷在确定其位置后，分析缺陷产生的原因，提出改进措施，并按照返修工艺进行返修。

9.5.4 焊缝同一部位返修次数不得超过2次，且返修长度应大于50mm。9.5.5 返修前应将缺陷清除干净，必要时可采用表面无损检测检定确认。9.5.6 待补焊部位应宽度均匀、表面平整、便于施焊的凹槽，且两端有一定坡度。9.5.7 预热温度严格按照焊接工艺规程的要求执行，且较原焊缝适当提高 9.5.8 返修焊缝性能和质量要求与原焊缝相同。

9.5.9 下列任一情况时，不得返修，应割除整个焊道重焊。1)需返修的焊缝总长度超过30%焊口周长。

2)需去除根焊道的返修焊缝总长超过20%焊口周长。3)裂纹长度超过焊缝的8%。

9.5.10 返修焊接及检测应有详细的原始记录和管接标记（焊口编号）。10 补口、补伤

管道焊口检测合格后进行补口补伤。11 管沟开挖

11.1 管沟开挖前，依照设计图纸,对开挖段的控制桩和标志桩、管线中心线进行验收和核对并进行移桩。对管沟开挖面的表土进行剥离并集中堆放，管沟敷设完毕后，将表土还原至管沟开挖面，表土剥离厚度为0.30m。

11.2 管沟开挖采用以机械为主，人工为辅的方式进行，管沟开挖后人工清沟找平。遇有地下电缆、管道、下水道及其它隐蔽物时，应与地方权属部门联系，协商确定开挖方案，在地下构筑物两侧3m区域，原则上采取人工方式进行管沟开挖，以防止损坏地下原有的设施。

11.3 开挖完成后，应对沟低标高进行测量，保证管道埋深符合设计要求。经监理验收合格后，方可进行管道下沟。12 下沟

12.1 管道下沟前，使用电火花检漏仪按设计要求的检漏电压100%检查防腐层，如有损伤应及时修补。下沟前将管头进行临时封堵。12.2 管道下沟宜使用履带式吊装设备。吊具宜使用尼龙吊带，起吊高度以1.0m为宜，起吊点距管道环焊缝不应小于2m。管道下沟时避免与沟壁刮碰，严禁损伤防腐层。

12.3 管道下沟时，由专人统一指挥作业，在人员集中的通行路口设置醒目标志，并安排专人巡防，无关人员不得进入现场。

12.4 管道在下沟后，管道应与沟底表面贴实且放到管沟中心位置，下沟后进行竣工测量。13 回填

13.1 回填前，再次对管沟进行检查，保证管沟内无杂物。管道下沟经监理检查合格后，方可进行回填。

13.2 管沟回填采取两次回填方式，第一次回填，回填至管顶300mm，按设计要求敷设警示带。然后进行二次回填。

13.3 管道埋深检测，管道投产前采用雷迪地面监测手段对沿线所有管道埋深进行复验，复验时需监理单位全程监督。14 管道连头

14.1 连头所用钢管、弯头、弯管等材料材质、壁厚、防腐层符合设计要求，连头组对、管道焊接、补口、补伤符合规范的有关规定。

14.2 按照连头焊接工艺规程技术参数及要求进行焊接。焊工持有国家有关部门颁发的资格证以及本项目的上岗证。连头沟下作业必须采用防塌箱，保证作业安全。

14.3 连头组对焊接完毕，按规范进行无损检测和补口补伤，发包人或监理确认合格后及时进行管沟回填。

14.4 不能参与系统试压的连头管段，采用预先试压合格的钢管。

第三篇：油气集输管道漫谈--长距离输油管道

输油管道可以划分为两大类：一类是企业内部的输油管道，例如油田内部连接油井与计量站、联合站的集输管道，炼油厂及油库内部的管道等，其长度一般较短，不是独立的经营系统；另一类是长距离的输油管道，例如将油田的合格原油输送至炼油厂、码头或铁路转运站的管道，其管径一般较大，有各种辅助配套工程，是独立经营的系统，这类输油管道也称干线输油管道。

按照所输送介质的种类，输油管道又可分为原油管道和成品油管道。

1.长距离输油管道的组成

长距离输油管道由输油站与线路两大部分组成。

输油站主要是给油品增压、加热。管道起点的输油站称首站，接收来自油田、炼油厂或港口的油品，并经计量输向下一站。在输送过程中由于摩擦、地形高低等原因，油品压力不断下降，因此在长距离管道中途需要设置中间输油泵站给油品加压。对于加热输送的管道，油品在输送过程中温度逐渐下降，需要中间加热站给油品升温。输油泵站与加热站设在一起的称热泵站。管道终点的输油站称末站，接收管道来油，向炼油厂或铁路、水路转运。末站设有较多的油罐以及准确的计量系统。

长距离输油管道的线路部分包括管道本身，沿线阀室，通过河流、公路、山谷的穿（跨）越构筑物，阴极保护设施，通讯与自控线路等。长距离输油管道由钢管焊接而成，一般采用埋地敷设。为了防止土壤对钢管的腐蚀，管外都包有防腐绝缘层，并采用电法保护措施。长距离输油管道和大型穿（跨）构筑物两端每隔一段距离设有截断阀室，一旦发生事故可以及时截断管内油品，防止事故扩大并便于抢修。通讯系统是长距离输油管道的重要设施，用于全线生产调度及系统监控信息的传输。主要的通讯方式有微波、光纤和卫星通讯等。

2.长距离输油管道的特点

与油品的铁路、公路、水路运输相比，管道运输有以下的优点：（1）运量大。

（2）运费低、能耗少，且口径越大，单位运费越低。

（3）输油管道一般埋设在地下，比较安全可靠，且受环境、气候影响小，对环境的污染小，其运输油品的损耗率比铁路、公路、水路运输都低。

（4）建设投资较小、占地面积少。

虽然管道运输有很多优点，但也有着其局限性：（1）主要适用于大量、单向、定点运输，不如车、船运输灵活多样。（2）对一定直径的管道，有一经济合理的输送量范围。（3）有极限输量的限制。

3.输油管道的运行及控制

（1）输油泵站的连接方式

长距离输油管道各泵之间相互联系的方式，也称为管道的输送方式，主要有两种，即“从泵到泵”输送方式和“旁接油罐”输送方式。

“从泵到泵”输送方式也叫密闭输送，它是将上一站来的输油干线与下一站输油泵的吸入管线相连，正常工作时没有起调节作用的旁接油罐（多数泵站设有小型的事故罐）。它的特点是各站的输量必然相等，各站的进出站压力直接影响，全线构成一个统一的水力系统。这种输油方式便于全线统一管理，但要有可靠地自动控制和保护措施。

“旁接油罐”输送方式是上一站来的输油干线与下一站输油泵的吸入管线相连，同时在吸入管线上并联着与大气相通的旁接油罐。旁接油罐起到调节两站间输量差的作用，由于它的存在，长输管道被分成若干个独立的水力系统。以这种方式运行的管道便于人工控制，对管道的自动化水平要求不高，但不利于能量的充分利用，且存在旁接罐内油品的挥发损耗。

（2）输油管道的水击及控制

输油管道密闭输送的关键之一是解决“水击”问题。“水击”是由于突然停泵(停电或故障)或阀门误关闭等造成管内液流速度突然变化，因罐内液体的惯性作用引起管内压力的突然大幅上升或下降所造成对管道的冲击现象。

水击对输油管道的直接危害是导致管道超压，主要包括两种情况：一是水击的增压波（高于正常运行压力的压力波）有可能使管道压力超过允许的最大工作压力，使管道破裂；二是减压波（低于正常运行压力的压力波）有可能使稳态运行时压力较低的管段压力降至液体的饱和蒸汽压，引起液流分离。对于建有中间泵站的长距离管道，减压波还可能造成下游泵站进站压力过低，影响下游泵机组的正常吸入。

通常采用两种方法来解决水击问题，即泄放保护及超前保护。泄放保护是在管道上装有自动泄压阀系统，当水击增压波导致管内压力到达一定值时，通过阀门泄放出一定量的油品，从而削弱增压波，防止水击造成的危害。超前保护是在产生水击时，由管道控制中心迅速向有关泵站发出指令，各泵站采取相应的保护措施，避免水击造成的危害。

4.不同油品的管道顺序输送

在统一管道内，按一定的顺序连续输送几种品，这种输送方式称为顺序输送。输送成品油的长距离管道一般都采用这种输送方式。这是因为成品油的品种多，而每一种油品的批量有限，当输送距离较长时，为每一种油品单独铺设一条小口径管道显然是不经济的，甚至是不可能的。而采用顺序输送，各种油品输量相加，可铺设一条大口径管道，输油成本将极大下降。用同一条管道输送几种不同品质的原油时，为了避免不同原油的掺混导致优质原油“降级”，或为了保证成品油的质量，也采用顺序输送。（石油知识编辑部）

第四篇：油气长输管道项目施工过程控制

油气长输管道项目施工过程控制

摘要：近年来随着我国社会经济的不断发展，油气长输管道施工对现实生活有着非常重要的作用，其施工质量越来越受到重视。油气长输管道项目的管理者要深刻了解施工过程的特点，合理的控制施工过程，保证油气长输管道项目工程的质量。本文针对长输管道项目施工过程进行了简要探讨，以期对日后的长输管道建设、施工工作有一定的借鉴作用。

关键词：油气长输管道；施工过程；控制

中图分类号： C93 文献标识码： A

近年来随着石油石化行业的高速发展，油气长输管道建设项目也越来越多，项目的多样性和复杂性增加了项目的施工难度。虽然目前我国油气长输管道的施工经验丰富，有了比较完善的体系，能够解决在施工过程可能出现的问题。但是在长输管道实际施工过程中，还会出现一些问题，这些问题影响着施工的质量及工期，所以施工过程控制在长输管道施工过程中起着非常重要的作用。

一、油气长输管道的组成

油气长输管道主要由两部分组成，即输油战场和线路。输油长输管道工艺站场包括输油首站、输油中间热站、输油泵站、输油热泵站、输油阀室以及输油末站组成。输油站也叫做压气站，主要任务就是进行气体的加压、冷却、计量、净化以及调压，其中压气机车间和压气机是其核心建筑和设备。

二、长输管道项目施工的特点

1、缺乏对施工设备的有效管控

在长输管道建设过程中，由于项目自身的工艺特点，造成用于组织施工的设备数量及类型过于繁杂，难于进行有效的管控，例如施工一条长达1 0 0千米的输送管道就需要同时动用2 0 0辆以上的大型车辆。

2、社会的关系较为复杂

通常情况下，长输管道的施工通常要在野外进行，而且还会横跨多个不同的区域，这样就难免和当地的农业及交通等一些部门进行接触，并且在施工过程中，与设计单位与建设部门的交涉也较为频繁。因而长输管道项目施工有着复杂的社会关系特性。

3、施工的范围较为分散

因为长输管道的分布较为广泛，而且延伸的距离也比较长，一般每个施工单位经常会负责几百公里的管道建设，并且在一条连续管线建设过程中经常会同时出现多个队伍进行分散施工的情况，这样就导致了施工范围较为分散，给施工带来了许多不便之处。

4、具有较高的技术性要求

长输管道在正常的工作状态下，其工作压力通常会达到6千帕以上，并且大部分输送的还是一些易燃易爆的油气产品，因而在管道建设及介质输送过程中需要施工队伍具有很高的技术水平。若施工过程中一旦措施不得当，就会引发不堪设想的后果。

三、长输管道项目施工组织的基本要求

为了能够保证长输管道项目施工管理工作的正常进行，这就要建立完整的、合理的项目管理机构，充分发挥该机构的作用。在工程中标之后，要快速成立起工程项目部，这一工程项目部要具备完整的职能，并且要配备人员来实现各种职能。只有配备人员才可以在第一时间发现长输管道施工过程中出现的问题，并且也可以及时处理这些问题。长输管道施工是一个流水作业的过程，同时在成立施工机械作业组的时候要充分考虑到组织程序、施工方法。另外还要对线路进行分段，通过划分施工段，做好前期的准备工作。

四、油气长输管道项目施工过程控制措施

1、做好油气长输管道项目施工前期控制工作

1.1开工前，项目部应该针对工程的特点，结合现场实际情况，建立行为高效、组织严谨、目标责任明确的质量保证体系，并保持有效运转。一般包括原材料、构配件、半成品及机械设备的质量控制，质量保证体系及管理人员资质的审查，施工方案、计划与检验手段等的审查，技术质量交底、图纸会审与人员的培训等几方面内容；

1.2在会审完图纸之后，项目部技术负责人员要到现场组织设计交桩。各个机械施工作业组组长、技术人员要准时参加，同时还要对施工区域的桩位、转角桩的角度进行明确。各个机械施工作业组队长、技术人员要对各自地段沿线地形、地貌以及障碍物等进行勘查，寻找正确的行车路线，为施工前期做好准备工作。队长通过自身勘查之后可以了解到施工段的施工难点，因此要安排技术人员制定有效的、合理的施工方案措施，同时还要制定切实可行的作业指导书，最后由技术负责人来审批作业指导书。

1.3各机组队长、技术员要仔细查看路线，并且他们要从实际情况出发，制定科学的、合理的线路走向区域方案。通过制定该方案不仅可以使得成本在不断降低，而且能够缩短工期，最终降低了施工难度。另外还要将这些方案上交给项目部技术负责人，并且让技术负责人来处理这一方案。

1.4各机组队长要开展会议，在会议中要讨论施工难点、作业指导书质量、技术交底等工作，确保整个施工工作的顺利开展。

1.5从成立之日起，项目部各职能部门要分工组织，确保施工机具、设备以及材料能够顺利到达施工现场。

2、控制好油气长输管道的施工工序

油气长输管道的施工工序分为以下几道工序：测量放线、清除障碍、开挖管沟、预制管件、组装与焊接管道、分段耐压试验以及竣工验收等工序。其中在组装与焊接管道、管道下沟、回填、沟下连头等工序中集中了主要的施工技术要点。长输管道的施工工序以及施工技术是非常重要的，因此要控制好油气长输管道项目各个工序的质量及各施工工序之间的衔接。

3、长输管道施工过程中的技术控制

施工过程阶段是产品质量形成与实用价值体现的一关键阶段，更是油气管道工程质量控制及管理的核心过程。施工过程阶段的控制，按照管道施工过程的时间段可分为以下几段质量控制与管理：

3.1路由优化。选定合适的路由，可以节约施工成本；为减小后期管道运行的风险，应该避免容易发生泥石流、山体滑坡等危险地段，还应该尽量避开烤烟地等农耕地；还应尽量减少征地协调成本。可以说，选择合适的线路路由是工程是否顺利施工的关键和基础。

3.2测量放线、作业带清理。在本项工作进行前期，应该加大线路踏勘，制定详细的作业带测量方案，着眼于即将进行的施工作业，预留出足够的施工作业空间，工程开工初期，由项目经理带领各专业人员，进行现场详勘工作，制定详细、切实可行的施工方案，可以节省大量的施工时间及重复进场作业的施工成本。

3.3管沟开挖。因工程大部分地段为沟下焊接作业，因此在作业带已经固定的基础上，选择合适的管沟开挖作业，可以避免后续施工“打架”，合适的管沟给后续施工会带来极大便利。

3.4管线焊接。油气长输管道的重中之重，线路运行后的质量问题，绝大部分处于本工序，因此管线焊接的质量管理是直接决定油气管道工程质量好坏的关键。现阶段，焊接管道施工主要有两种方法：第一种方法两名焊工根焊打底，并且两名焊工进行剩余焊道的填充焊以及盖面焊；第二种方法两名焊工根焊打底，不同的两名焊工来对剩余每一层焊道进行填充焊以及盖面焊，实行流水作业。1）在管道根焊之后，要清除焊根，在清除焊根的时候要安排两名专业人员来完成打磨，并且要保证清根彻底，如果清根不彻底这就会更加容易产生加渣。2）填充焊每一层焊道在焊接完之后要打磨掉焊口位置产生的浮渣，露出金属光泽。3）当盖面焊完成之后，使用钢丝刷打磨掉浮渣，与此同时使用砂轮机打磨掉焊口两侧的飞溅物，这样做防止在检测的时候划伤射线照片。4）在焊接管道的时候，在焊口两侧的防腐层上要搭上黑胶皮，防止在焊接的时候飞溅物烫伤管道防腐层。5）如果遇到风雨雪天气的时候，如果风速每秒超过了8 米要禁止施工。对于霜、雨覆盖的管道要进行烘干，烘干之后才可以施工。6）每一道焊接完成之后的焊口要做好焊缝标记，同时还要填写好焊缝的台账工作，制作出完整的管道施工单线图。

3.5管线防腐补口补伤。管线回填后，因其深埋在地下的隐蔽性，无法及时发现问题及时整改，因此防腐补口补伤工作的质量管理同管线焊接一样也及其重要，管道运行寿命的长短与本工序也有极大关系。

3.6管沟回填。前期工作完成后，就可以进行本道工序的施工。首先，管道下沟的时候要采用尼龙吊带等专用吊具吊装，在下沟之前要用盲板封死管道两端。其次，如果某一些地区的地下水位较高，此时在管道下沟之前，要进行降水；最后，在回填的过程中，如果出现了地下水要边回填边降水。很多工程在后期检查过程中发现存在漏点、埋深等问题，就是因为本工序质量管理不到位的原因。

3.7管道试压、清管。作为油气长输管道的最后一道把关，本工序的重要不言而喻，关系到后期运行的安全与否，应该加强质量管理，坚决杜绝不合格品的过关。

五、结语

随着我国经济的快速发展，石油天然气行业的发展主流就是指长输管道的建设。油气长输管道项目施工由于距离远以及作业带长，因此要从管道的实际情况出发，控制好整个施工过程，提高油气长输管道的施工质量，不断改革、创新施工技术，确保长输管道项目工程建设更快、更好发展。

参考文献

[1] 郑贤斌.油气长输管道工程人因可靠性分析[J].石油工业技术监督，2013，（6）.[2]刘长龙，李建军.EPC管理模式在长输管道工程建设中的应用[J].商情，2010（3）

第五篇：中国石油天然气管道第二工程分公司介绍

中国石油天然气管道第二工程分公司介绍

中国石油天然气管道第二工程分公司组建于1970年，隶属于中国石油天然气管道局。公司现有员工2300余人，专业技术人员1106人，其中高级职称138人，中级职称620人，一级注册建造师79人，二级注册建造师28人，造价师4人。中国工程建设职业经理人：高级7人，中级29人。拥有固定资产6.1亿元，拥有国际领先的管道、储罐等施工设备2600台（套）。公司是中国建设银行江苏分行特级信誉（AAA）企业。

公司具有年施工Φ720mm长输管道2000公里和安装储罐300万立方米的施工能力，同时具备一、二、三类压力容器制造、金属球罐制作安装、市政工程建设、油田地面建设、大型土石方工程、公路工程建设和防腐保温工程施工能力，年施工能力20亿元以上。

公司组建37年来，累计安装工业管道30000多公里，其中Φ720mm以上大口径长输管道70余条计13000多公里，安装长输管道的首、末、中间泵站和油气集输处理站场320多座，承建各类金属储罐（含球罐）590多座计1080多万立方米，完成河流及道路穿越施工1500余条累计370公里，完成化工石油工程、市政工程、防腐保温工程、消防工程、机电设备安装工程千余项。

公司拥有较强的技术研究、技术开发和装备研制能力。公司领先研制出适应大口径管道水网地区施工的工装、机具并加以完善；公司自主研制的管道“二接一双联管作业线”，在陕西靖边--北京输气管道、苏丹输油管道施工中极大的提高了工效；公司开发的网架储罐液压顶升技术，创同类罐建罐速度新记录。公司还先后完成了“LNG终端站场关键施工技术研究”、“铜垫衬钢管窄间隙埋弧焊接技术研究”、“管道内防腐补口设备研究”、“大吨位顶管机研究”、“液压冷切割机研究”、“沼泽水网段长距离管道作业平台预制、分段发送漂管施工技术”等23项技术研究，现场应用率达到95%以上。公司曾先后获得8项国家专利技术，应用率达到90%，推进技术进步取得丰硕成果。公司还研制、改装了尼龙吊带、内对口器、焊接车、防风棚、电火花检漏仪、防腐层测厚仪等多项管道施工专项机具。公司优化和创新施工技术，总结各类工法共50项，其中国家级工法15项，省部级工法20项。创造了18项“中国企业新记录”，充分体现了企业自主创新能力。

在管道安装方面，公司牢固地占有了苏、浙、沪、皖、豫、鲁、陕、甘、宁、青、新等国内十九个省市管道建设市场，同时延伸到了泰国、阿联酋、伊拉克、马来西亚、苏丹、莫桑比克等国外市场。先后参与了国内新疆塔中四—轮南输油、气管道、涩宁兰输气管道、兰成渝成品油管道、西气东输管道、忠武输气管道、陕京二线、西部管道、兰银管道等主要长输原油、成品油、天然气、热力管道10000多公里工程，仅在举世瞩目的西气东输工程中就承建管道600多公里。在国外伊拉克、马来西亚、苏丹、阿联酋、泰国累计敷设长输管道3000多公里。

在大型储罐、球罐容器安装方面，公司运用水浮及内脚手架正装法、气顶升法、液压顶升法、网架罐液压顶升倒装法等施工技术，在新疆、大庆等各大油田及黄岛、贵阳、昆明、温州、宁波、舟山、湛江、兰州及苏丹、莫桑比克等地区，累计承建各类金属储罐（含球罐）590多座计1080多万立方米，其中，仅2000年一年就独立在山东黄岛建成110万立方米储罐群，创国内同行业企业年施工总量之冠。

在金属无损检测方面，公司拥有全自动相控阵超声检测仪、管道爬行器、洗片机等成套进口设备和持证上岗的专业人员，能够进行各类管道工程、金属储罐工程、油田地面建设工程的无损检测、试验，以及焊接材料性能试验和焊接工艺评定。累计承担各种口径管道焊接质量检测15000多公里。

在防腐保温工程施工方面，公司掌握各类管道的防腐技术，拥有多项自主知识产权，能够自行设计、制造、安装环氧媒沥青、煤焦油瓷漆、环氧粉沫喷涂、三层PE、离心式水泥沙浆内衬涂敷等多种防腐作业线，进行不同材料、不同要求的内外层防腐作业。公司累计防腐各种口径管道30000余公里。

在电气仪表安装工程施工方面，公司能够进行110kv以上架空电力线路变电与配电装置、电气设备专业安装以及管道、场站配套的电气、仪表、通讯光缆、阴极保护系统的安装和调试。公司累计安装电力线路2000 多公里，35kv以上变电所65座，完成管道、场站配套的电气、仪表、通讯光缆、阴极保护工程980余项。

在压气站安装工程施工方面，公司拥有自行安装大型压缩机核心技术，公司2006年承建的酒泉压气站2台GE压缩机及配套土建工程项目，燃压机组单台功率为31MW，是目前国内石油石化行业大型压气站中安装功率最大、吨位最大（110T）的成撬压缩机组。公司采用地脚螺栓钢架定位法、大型设备双机抬升法、工艺管线“五步清洁保洁法”和精确系统油冲洗法等技术，保证了大体积混凝土浇筑、现场螺栓定位、设备吊装、工艺管线安装等关键环节的施工质量和进度，创造了西气东输增输工程唯一一个当年开工、当年投产的工程项目，并创造了国内同类压缩机施工的最好质量和最高速度。

公司重视人才培养，加强人才队伍建设。基本形成了与现代企业发展相配套的人才资源，为公司快速、持续、和谐发展提供了强有力地组织保障和人才支持。公司突出管道、储罐安装施工主营业务，优化组织结构，实行规范化管理，开展标准化机组建设，整合建设标准化机组26个，其中，管线施工机组23个，储罐施工机组3个，壮大了队伍实力。公司通过引进人才、培训员工等多种渠道，优化队伍结构，解决了高层次管理、技术和施工人员断层问题，主营业务人员比例保持在93%以上，保持了公司的活力与生机。公司有高级技师92人，技师167人，先后有48人次被国家、集团公司、管道局和徐州市评为“管道专家”、“技术（学术）带头人”“技能专家”、“关键技能带头人”、“焊接大王”、“技能带头人”。公司具有完整的员工培训体系，拥有江苏省认定的锅炉、压力容器、压力管道、焊工考试委员会，可以进行焊工的培训、考试和发证。

公司质量管理体系运行良好。公司自1987年开始推行全面质量管理，1993年在全国建设施工企业中第一家通过质量体系认证，质量体系的运行管理日益加强。公司坚持走质量效益型道路，严格贯彻质量体系文件，对施工全过程实施质量控制，从项目开工前《质量计划》和《质量检查计划》的编制，对施工中可能出现的质量通病的预防，到施工中“三检制”的落实和对特殊、关键工序的重点质量检验，在验证体系运行有效性和符合性的同时，实现了质量体系的持续改进。公司有22个QC小组获“国家级QC小组”称号。

公司加大安全环保管理力度。公司自2003年起将环境管理体系引入安全管理，建立了HSE/OHS/EMS体系。通过体系持续、有效运行，特别是在国家重点工程建设中，“两书一表”在施工现场深入应用，把对风险的识别、评价、控制管理作为管理重点，收到 了明显的效果。公司连续三年获“徐州市安全生产先进单位”、“管道局安全生产先进单位”、“管道局清洁生产先进单位”。2006年由公司施工的泰国管道工程，获得了美国Bechtel监理公司授予的“百万工时无事故”证书，同时，公司苏丹球罐工程和莫桑比克储罐工程也获得了“百万工时无事故”荣誉。

公司注重和加强企业文化建设。公司针对新时期施工管理特点和市场竞争态势，首次在管道施工行业提出了全方位打造“管道施工国家红队品牌”的战略口号，培育职工“企业就是家”的理念，实践“创新思维、实现超越、争雄国内、走向世界”的新时期管道企业精神。在近年的兰成渝管道、西气东输管道、西部管道、苏丹管道、泰国管道、湛江储罐等国内外重点工程中，团结拼搏、攻坚啃硬，赢得多个第一，在国内同行业中信誉卓著，在业主中有口皆碑。

在30多年的施工实践中，公司积累了各类长输管道工程的施工经验，管理水平处于国内同行业前列。公司获得了国家级荣誉99项，省部级荣誉162项，市、局级荣誉516项。公司先后有9项工程被评为全国优秀焊接工程，有8项工程被评为省、部级优质工程，有2项工程被评为国家优质工程，其中由公司独立承建的“塔中四～轮南输油、输气管道工程”和兰成渝成品油管道工程获国家工程建设银奖，是我国管道建设史上获得的最高荣誉奖项。

1990年，在全国最佳效益建筑企业主要经济技术指标评比中名列第二；1992年，入选“全国500家最大规模最佳效益施工企业”；1993年，公司进入“全国施工企业百强”，并在全国建筑行业中第一家通过GB/T19002质量体系认证，入选“中华之最”；1994年，被评选为“中国500家最佳经济效益企业”；1995年，被评为“全国质量管理优秀企业”； 1996年，被评为“中国CI形象优秀单位”；1996年、2000年，两次被评为“全国优秀施工企业”；2000年，被评为 “全国用户满意施工企业”；2001年，被评为“江苏省质量管理先进企业”；2002年，被评为“全国安康杯竞赛活动优胜企业”和“江苏省重合同、守信用企业”；2003年，公司党委被集团公司评为“先进基层党总支”，公司管道第二安装工程处被集团公司评为“百面红旗单位”；2004年，公司被评为“中国企业文化建设优秀成果”，公司杨庆机组获得“全国青年文明号”和“全国青年文明号十年成就奖”；2005年，公司被评为“国家西气东输建设先进集体”、“中国建筑资信百强企业”，公司承建的中油湛江燃料油库工程获“全国用户满意工程”；2006年，公司再次被中国施工企业管理协会评为“全国优秀施工企业”。

成功的实践，为公司的发展积累了宝贵的经验。“十一五”期间，公司以科学发展观为指导，紧跟国家石油天然气工业建设发展步伐，围绕管道局总体发展要求与部署，以高昂的斗志和顽强拼搏的精神，以“干一项工程、交一批朋友、创一方信誉、占一片市场 ”为经营理念，以“靠管理制胜”和“以人为本、构建和谐、打造精品、奉献社会”为企业宗旨，以管道局“建设具有国际竞争力的管道工程专业化公司”为目标；坚持“有质量才有信誉、有信誉才有市场、有市场才有发展”的经营策略，以一流的信誉和业绩赢得工程，以一流的水平干好工程，创造效益，促进发展，回报社会；以改革创新为动力，以科技进步为依托，推行人才强企战略，把公司推向持续、快速、和谐、发展的新阶段。

公司位于自古有“五省通衢”美誉的徐州市内，占地约三十五万平方米，有着得天独厚的交通枢纽优势及便利条件。公司愿以优良的质量、良好的信誉为广大客户竭诚服务，愿与四海宾朋真诚合作、共创美好未来！

2008届大学生需求

一、硕士、大学本科招聘专业及人数

1、油气储运工程

3人

2、计算机科学与技术

2人（本、硕，女性）

3、材料成型及控制（焊接方向）

3人

4、机械设计制造及其自动化

3人

5、土木工程及工程造价

8人

6、测控技术与仪器

2人

7、会计学

8人

8、物流管理、企业管理、经济学

5人

9、汉语言文学

2人

二、大学专科从事技能操作招聘专业及人数

1、材料成型及控制（焊接方向）

30人

2、机械设计制造及其自动化

20人

3、测控技术与仪器

8人

三、有关要求

1、人品好，素质高，思想端正，作风正派，吃苦耐劳。

2、男性，思想品德好，爱岗敬业，服从管理。

3、男性身高172cm以上、女性身高165cm以上，裸眼视力1.0以上。

4、沟通能力强，对企业有较高的忠诚度。

5、身体健康、无传染性疾病、体检合格、无岗位禁忌症。

三、四、管理方式

1、经考核录用后的人员，采取自主管理的方式进行管理。公司与其签订劳动合同，建立各项保险待遇（五险二金）。

2、工资、福利待遇按我公司全民职工规定执行。

五、其他

请符合上述条件，有意向应聘我公司者，请到登陆下载并填写应聘人员信息登记表，发至联系人邮箱。

邮箱账号：cnpecc 邮箱密码：83622375

公司网址：http://www.xiexiebang.com 联 系 人：陈顶立

何奇隆 联系电话：0516-83622375 邮

箱：chendingli@126.com

二OO七年十月

邮箱5

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