创建国内一流天然气运营企业的思考——以中国石油西南油气田公司输气管理处为例

天然气与管道业务是中国石油最具成长性的核心业务之一,建成输送介质多元化、管理区域化的综合性管道运营公司是天然气运营企业新的发展趋势。以中国西南油气田公司输气管理处为例,分析了创建国内一流天然气运营企业的战略功能定位,从5个方面提出了具体的创建措施:①转变企业发展方式,持续推进输气特色管理模式;②坚持"安全平稳输供气"为第一要务不懈怠,保障企业能源供应安全;③变单纯的供气商为天然气综合服务商,提高企业价值;④提升自主创新能力和核心竞争力,增强企业发展动力;⑤培育企业文化,创建末梢特色的输气文化。

输气管道阴极保护电绝缘装置失效检测与预防——以中国石油西南油气田公司金山输气站绝缘装置为例

电绝缘装置的作用是保障有限长管道上阴极保护的电流密度充分有效,同时隔断与其他相连的金属设备或构筑物的电连接。实际生产中,管道输送的气质中容易包含卤水及沉积物,它们会吸附在管道金属内表面,形成导电介质,造成绝缘装置失效,致使阴极保护效率降低。为此,对中国石油西南油气田公司金山输气站所辖的4条管线的绝缘装置电性能进行了检测,分析了造成管道阴极保护绝缘失效的原因,发现绝缘装置失效后的危害是可能造成管道阴极保护低效和管道腐蚀。进而提出了控制腐蚀的方法:从设计上将绝缘接头放在不易积水的位置、施工安装要避开低洼积水段、定期清管排污以防止管道电连接短路等。上述对策解决了长期困扰输气生产的技术难题。

ICP-MS半定量法在油气田水质重金属污染监测中的应用

利用ICP-MS半定量检测分析金属元素。对标准样品和实际水样分别进行测试,结果表明,此方法测定标准物质相对误差小,实际水样加标回收率高,说明该方法满足实际事件的快速应急响应需要。ICP-MS半定量方法应用于水质调研和环境应急事件中污染物初筛,有利于提高待检水样检测效率。

新时期国企文化建设在基层的实践——以西南油气田公司输气管理处为例

党的二十大报告中指出"全面建设社会主义现代化国家,必须坚持中国特色社会主义文化发展道路,增强文化自信,围绕举旗帜、聚民心、育新人、兴文化、展形象,建设社会主义文化强国",文化建设已经成为中华民族实现伟大复兴、国家经济社会发展的重要一环.国有企业是国民经济的重要支柱,在稳定经济大盘中发挥着"稳定器""压舱石"作用,加强国有企业文化建设,可以增强企业凝聚力和战斗力,从而确保国有企业朝着正确方向发展,促进国有企业完成更加适应时代需求的转型升级.本文以西南油气田公司输气管理处企业文化建设为例,研究新时代国有企业文化建设中存在的问题,并提出应对思路.

高含硫气田集输SCADA安全评估方法

油气能源基础设施安全越来越受到组织化攻击威胁,因此,对能源基础设施尤其是对高含硫气田集输SCADA系统安全状态识别就显得尤为必要。为了揭示高含硫气田集输SCADA系统安全评估中随机性和不完全性对安全状态评估结果的影响,提出了基于云模型改进白化权函数的灰云安全评估方法。首先,对评估结果进行等级划分,设计了组合权重优化模型;然后,按照专家评分细则确定出样本矩阵,利用云模型改进白化权函数,形成灰色评估权矩阵;最后,结合优化后的权重通过逐级评估得到系统最终的风险值并确定系统风险评估状态。以3个实际应用场景为例,验证了方法的有效性。研究结果表明,与层次分析法、变异系数法、线性加权和乘法加权法比较,组合优化赋权方法的离散度为0.456,线性加权和乘法加权的离散度为0.514和0.860,层次分析法和变异系数法的离散度为1.294和1.225,提出的组合优化赋权模型的离散度最小,表明此方法比其他方法更有效;将SCADA安全评估中风险指标信息不完全性与专家知识的不完全性和随机性结合起来,不仅能定性评估和预测整体SCADA系统的安全状态,而且实现二级指标风险量化;该模型能揭示各风险指标的脆弱程度,为下一步安全加固提供方向。本研究不仅有利于识别高含硫气田SCADA系统安全状态,而且为其他行业安全评估提供了参考。

基于中国化的管道完整性管理模式的思考

为了进一步推动管道本质安全管理向完整性管理的根本转变,提出了完整性管理中国化策略。在分析我国管道完整性管理实践的历史条件和现阶段存在的问题的基础上,给出了管道完整性管理中国化的概念,构建了策略体系并进行了分析。认为管道完整性管理中国化的关键是将目前引进具体做法的实践方法转变为运用完整性管理的理念对现有管道本质安全管理模式进行继续改造和提升,改变完整形式大于内容的现状,加速实现跨越发展。

页岩气田含氧管道内硫酸盐还原菌生长特性

为了明确页岩气管线中硫酸盐还原菌的生长特性,采集某页岩气集气管线水样,并富集纯化其中的硫酸盐还原菌(SRB)。提取SRB的DNA并通过基因扩增技术(Polymerase Chain Reaction, PCR)对SRB群落特征进行了描述,定量测试了SRB在溶解氧环境下的生长特性。结果表明:页岩气集气管道内的SRB主要分为Bacteroidota、Firmicutes和Desulfobacterota。溶解氧的浓度对SRB的生长代谢有影响,在0~2.5 mg/L溶解氧下,SRB仍能大量生长繁殖;在4.5 mg/L及以上溶解氧下,SRB的生长代谢被完全抑制,说明在页岩气集气管道内,SRB能在低浓度O2条件下生长繁殖。

基于场景聚类的天然气场站泄漏风险区域研究

泄漏风险区域划分可为天然气场站的维护管理和应急疏散提供依据,但当前相关研究多基于发生概率最大或损失最严重的单一泄漏场景。针对以上问题,提出了基于场景聚类分析的输配气场站泄漏风险区域划分方法,并以西部某天然气输配气站为例具体分析研究。通过K means聚类分析筛选出153个代表场景,借助数值模拟得到场站内天然气泄漏扩散后气云浓度分布,最终将场景概率和场站平面图中各网格浓度加权得到泄漏风险区域。与其他风险区域划分相比,提出的方法不仅解决现有单一泄漏场景考虑因素不够全面,普适性差的问题,而且进一步降低了数据冗余度,减少大量工作量和时间。

川渝输气管网管存控制技术及案例分析

川渝地区输气管网(简称"川渝管网")管理跨度大,产运销协调难度也较大,利用管存动态监控管理实现临时供气应急对于提高川渝管网调度应急保障能力意义重大。为此,在调研分析的基础上,提出了管存控制的基本思路及技术框架。分析认为:①管存控制的技术关键是准确预测重点保供用户用气量及用气高峰时间、储气管道储气能力的确定及其储气量的合理分配、压力控制参数的确定;②管存控制技术能成功应用的客观条件是储气管道具有足够的储气能力、具有满足输量要求和管存控制要求的气量调配方案。以A地区2010年12月14—16日气温骤降为例,进一步阐述了具体的管存控制方案:用城市燃气用气量对气温的响应特性预测气温骤降时的用气量、用气时不均匀性确定储气管道储气时间;利用TGNET软件模拟确定控制压力;最终确定了气量调配方案,满足了管存控制要求。

天然气累积取样系统性能评价方法研究

目的累积取样系统作为一种获得天然气平均发热量而实现能量计量的重要方式,对其开展性能评价方法研究,以保障累积取样系统的正常运行及获得样品的代表性。方法根据GB/T 13609—2017《天然气取样导则》和GB/T 30490—2014《天然气自动取样方法》的要求,并结合累积取样系统的现场应用情况,建立了包括取样系统配置的完整性、取样系统的符合性、取样系统的气密性、预设参数的符合性、取样系统的一致性等指标的性能评价方法。结果针对各项评价指标开展了现场应用,验证了累积取样系统性能评价方法的可操作性和适用性。结论建立的累积取样系统性能评价方法能够满足目前的现场使用需求,后续将进一步建立相关方法标准,为天然气能量计量的推进和实施提供标准保障。

石油天然气企业安全成本初探

根据石油天然气行业特点和相关资料提出石油天然气企业安全成本概念。安全成本包括保证性安全成本和事故成本。分析了安全成本与企业安全水平的关系,影响油气行业安全成本的主要因素为经济社会发展状况、科学技术发展状况、运营年限和其它影响因素。为分析安全成本定义了安全成本率、安全保证程度、功能成本率等3个指标,指出应在油气企业开展安全成本管理,并提出建议:作好与安全成本有关基础数据的统计工作,建立、健全各项基础工作,加强推行安全成本管理工作的宣传力度,增强安全效益意识,对企业安全成本管理者和员工进行培训。

基于风险的输气站场设施检测周期确定方法研究

为完善目前国内基于风险确定输气站场设施检测周期的方法,提出采用BP神经网络来建立输气站场设施指标风险值与检测周期关系曲线。首先将输气站场设施分为8个子系统,并建立起各子系统的风险评价层次结构。然后采用模糊层次分析法(FAHP)计算因素权重,并构建各子系统的风险评价指标体系。最后,参考API 581中风险等级与检测周期间的对应关系,建立各子系统风险值与检测周期间的关系曲线。实例分析表明,利用这些关系曲线能够确定输气站场各子系统的检测周期。

双金属复合管环焊缝耐蚀性能评价方法

目的建立双金属复合管环焊缝耐蚀性能评价方法,为双金属复合管在高酸性气田现场应用提供依据。方法针对双金属复合管环焊缝在高酸性环境中的主要腐蚀类型,参考标准Q/SY 06018-2016中冶金复合管直焊缝和堆焊层腐蚀评价内容,确定以晶间腐蚀、抗SCC/SSC性能、点腐蚀、模拟工况腐蚀为评价指标,并通过整管段试验验证评价结果的双金属复合管环焊缝耐蚀性能评价方法,同时以国产L360/825冶金复合管环焊缝为例对建立的评价方法进行验证。结果通过使用建立的方法对L360/825双金属复合管环焊缝耐蚀性能进行评价,验证了评价方法有效可靠,评价结果显示L360/825双金属复合管环焊缝具有良好的耐蚀性能。结论建立的评价方法可以直接应用于高酸性气田用双金属复合管的环焊缝耐蚀性能评价,为双金属复合管的现场应用提供依据。

胺液在线深度复活装置的设计及应用

目的解决天然气净化厂脱硫装置胺液系统中由于醇胺溶液自身降解与外来污染所导致的脱硫性能下降、腐蚀穿孔、发泡停产等一系列问题。方法对溶液系统污染物来源进行解析,为有效降低溶液中的污染物、降解物和烃类杂质等,采取了以下措施:①增设原料气预处理设施;②设置溶液过滤器;③增设胺液在线深度复活系统等设施。结果胺液在线深度复活装置可有效去除溶液中热稳定盐及致泡物质,使溶液的发泡高度由500 mm降至30 mm,消泡时间由110 s降至5 s。结论通过对胺液进行深度复活,保证溶液的洁净度,恢复溶液性能,可大幅度降低脱硫装置的发泡频率,更好地保障天然气净化装置的平稳高效运行。

川渝地区输气站场ESD系统执行元件应用优化探讨

气液联动干线球阀作为川渝地区输气站场ESD系统的主要执行元件之一,是ESD系统的重要组成部分。球阀执行机构的合理设置不仅对气液联动干线球阀发挥干线切断功能起重要作用,还对保证ESD系统的安全功能具有重要影响。为此,通过分析川渝地区输气站场ESD系统中气液联动干线球阀执行机构存在的问题,提出了两种优化方案。结果表明,优化后的ESD系统满足独立设置原则和故障安全型原则。现场应用结果显示:1ESD系统工作正常,能够发挥要求的安全功能;2ESD系统误动作率大大降低,起到了对输气站场的安全保护作用。

川渝地区天然气长输管道企业HSE管理体系建设与实践

HSE管理体系是国际石油界公认的安全环境与健康管理共同遵守的规则,但其源于作业区域相对集中的上游勘探开发、下游炼化业务,不能将其建设方式直接运用于作业区域相对分散的中游油气长输业务。为此,基于管道企业点多、线长、面广、高度分散的特点,提出了HSE管理体系在天然气长输管道企业的建设策略,阐述了与输气生产特殊性、完整性管理体系、企业文化相结合的必要性,并在川渝地区输气生产中运用该策略来构造HSE体系并进行了有益探索。通过多年的实践,企业安全生产形势持续好转,逐步实现了从传统管理到系统建设、从注重结果到强化过程的转变;全员自主管理思想开始萌芽,由"要我安全"向"我要安全、我能安全、我会安全"转变。实践证明,以安全平稳输供气为目标,与输气生产、完整性管理体系、企业文化三结合的HSE管理体系建设方式适合于天然气长输管道企业。

中国进口天然气价格公式研究

国外天然气工业发展成熟国家的历史及经验证明,合理的天然气价格是推动天然气工业发展的重要因素。目前我国进口天然气价格居高不下,给国内造成很大的负担,借鉴国外进口天然气价格公式与发展趋势,确定国内进口天然气价格公式,可为我国进口管道气和进口LNG的价格谈判提供参考。通过研究国内外进口天然气价格公式及发展趋势,结合我国实际,考虑到资源国(出口国)的立场,我国的天然气进口价格公式可采用逐步与国际原油价格、油品价格脱钩的方法。主要步骤是:近期在天然气出口国占主导优势的情况,进口管道气采用与国际市场燃料油价格挂钩方式,进口LNG采用与进口原油价格挂钩方式;逐步过渡到管道气与我国进口燃料油和LPG挂钩,LNG与国内原油价格综合指数挂钩联动;市场发育成熟时,建立我国天然气市场交易中心,进口气与交易中心价格挂钩。

高压直流干扰下管线钢在西南土壤中的腐蚀规律研究

通过室内模拟实验,利用电化学测试考查了管线钢在西南土壤环境中遭受不同程度高压直流干扰时的腐蚀规律及环境参数变化规律。结果表明:在不同的高压直流干扰电位下,管线钢电流密度随时间呈现三阶段变化规律,即在几秒内迅速达到峰值,然后在200 s内下降至稳定值并在稳定值保持较长时间,且干扰电压越大,峰值越大。同时发现干扰后试样近表面温度升高、土壤含水率降低,试样与参比电极之间的电阻率明显增大,这是造成电流密度下降的主要原因。此外,测试结果显示腐蚀速率随干扰电位的增大先增加后减小,并在干扰电位达到150 V和200 V时,腐蚀速率最大,约为2.15μm/h,实际失质量与由电流密度积分值所计算得到的理论腐蚀失质量相接近,符合法拉第定律。

长距离输气管线内涂层应用技术的经济性分析

针对如何减少长距离天然气管道压力损失、提高管输效率的问题,运用了管道内涂层技术。结合我国南方某长输管道工程案例,在建立水力模拟计算模型时,假设输气首站出站、末站进站压力及管道规格一致,通过对采用内涂层和未采用内涂层两个方案进行模拟计算,并对两个方案的管道投资,压缩机购置、运行电费及维护费用进行量化对比,结果表明采用内涂层方案虽建设初期投资较大,但压缩机组购置、运行电费和维护费用更低,随着投运时间的延长,总费用较未采用内涂层方案的费用更低。

基于地缘政治的中俄油气战略合作研究

中国与俄罗斯的油气战略合作是当今全球能源合作的重要组成部分。论述了中国与俄罗斯的能源地缘政治特点,评价了俄罗斯油气资源禀赋及出口状况,分析了中俄油气合作的实践,总结了中俄双方油气合作缓慢的根本原因,并就两国未来油气合作前景进行了展望。认为中国油气进口的多元化与俄罗斯在欧洲市场上的巨大利益是中俄油气合作缺乏紧迫性的原因,但随着页岩气革命造成的新压力,俄罗斯将有待以更务实的态度推进中俄油气战略合作进程。