原油天然气管道管理办法.doc

原油天然气管道管理办法

1  范围
本办法规定了公司所属油气集输管道、内部油气输送管道、商品油气输送管道管理，及商品油气输送管道完整性管理等。
本办法适用于公司油气管道运行管理部门、单位。
2  规范性引用文件
以下文件中的条款通过本办法的引用而成为本办法的条款。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办法，然而，激励依据本办法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中，其最新版本适用于本办法。
GB 17820《天然气》
SY/T 5536《原油管道运行规程》
SY/T 5922《天然气管道运行管理规范》
SY/T 7513《出矿原油技术条件》
《石油天然气管道保护法》
3  术语及定义
本程序采纳以下定义
3.1　油气集输管道：指公司管理的从单井到计量站、转油站、联合站的输油管道和单井到集气站、处理站的输气管道。
3.2　内部油气输送管道：指公司管理的联合站〔气处理站〕之间的输油输气管道。
3.3　商品油气输送管道：指公司管理的与用户直接交接的输油管道，与长输天然气管道及主要用户相关联的输气管道。输油管道主要有岔转站至华北石化交接站、任二联〔任一联〕至华北石化交接站、阿一联至赛汉末站；输气管道主要有永北东线、永北复线、苏大输气线、河石输气线、34#阀室至北部门站输气线、34#阀室至西部门站输气线、34#阀室至河间门站输气线、37#阀室至苏桥站双向输气线。
3.4　油气集输与处理生产管理：是指油气井产出的油、气、水，经计量站〔集气站〕、接转站〔输气站〕、联合站〔气处理站〕至外输合格原油〔天然气〕全过程的生产运行管理。
3.5　管道完整性管理：管道管理者为保证管道的完整性而进行的一系列管理活动。具体指管道管理者针对管道不断变化的因素，对管道运营中面临的风险因素进行识别和评价，不断改善识别到的不利影响因素，采用各种风险减缓措施，将风险控制在合理、可接受的范围内，最终达到继续改善、减少和预防管道事故发生，经济合理地保证管道安全运行的目的。
3.6　油气管道运行管理单位：主要指油气生产单位、华港燃气集团等单位。
4  职责
4.1　运销部是商品油气输送管道的归口管理部门。
4.1.1　负责商品油气输送管道完整性管理的推广指导。
4.1.2　负责商品油气输送管道运行技术管理。
4.2　基建工程部是油气集输管道和内部油气输送管道的归口管理部门。
4.2.1　负责公司所属油气管道，包括油气集输管道、内部油气输送管道和商品油气输送管道设施新建项目、改造项目建设的管理。
4.2.2　负责油气集输管道和内部油气输送管道的运行技术管理
4.3　生产运行处负责公司生产应急保证系统的统一组织、调度、指挥；负责应急抢险队伍的协调与组织。
4.4　规划计划处负责油气管道设施新建项目、改造项目、管道完整性管理推广项目的前期工作与投资的计划下达。
4.5　质量安全环保处负责原油、天然气对外贸易和内部计量交接计量器具的检定、计量人员培训、发证；参加原油、天然气计量交接纠纷处理。负责油气管道危害因素辨识与风险评价的实施、负责油气管道的安全管理。
4.6　油田保卫部〔社会治安综合治理办公室〕负责对预防和清理油气管道违章占压建筑工作的监督、检查、考核和指导。
4.7　各油气管道运行管理单位负责油气管道生产管理、管道完整性管理推广的具体实施。
5  管理内容
5.1　油气管道投产
5.1.1　商品油气输送管道投产由公司成立的项目部或运销部组织实施。
5.1.2　油气集输管道和内部油气输送管道投产分厂级和公司级项目。厂级项目由油气生产单位组织实施；公司级项目由公司成立的项目部或基建工程部组织实施。
5.1.3　原油管道投产准备：
a〕管道投产要针对管道自身特点编制好投产方案，投产方案依据项目性质分别由主管部门审定。
b〕成立投产机构，统一领导和协调全线的试运投产工作，并按制定图纸和有关验收规范进行预验收。
c〕生产管理组织机构健全，岗位人员培训合格，特别工种操作人员应取得相关部门颁发的操作证书。
d〕制定好各岗位生产管理制度、操作规程以及编制生产报表。
e〕做好投产前协议的签订工作，如交接协议、供电协议等，落实满足投产需要的油源。
f〕对重新启用的原油管道应进行管道腐蚀状况调查和剩余强度评价。
g〕全线的清管和整体试压应在管线投油前进行，投产前应对全线进行线路巡查，检查管道沿线标志及伴行公路状况，要对管线全线设备状态及管道阴极保护系统运行状况进行检查。
h〕要做好干线清扫工作，清管采纳机械式清管器，可采纳空气或清水做清扫介质，站间的清管次数不应少于三次，清管污物不应进入管网系统，污物的排放处理应符合环保要求。
原油管道投产依照SY/T5536《原油管道运行规程》执行。
5.1.4　天然气管道投产准备
a〕前期准备工作可参照原油管道投产准备前四项条款。
b〕投产前要进行工程预验收，管线在投入使用前应进行干燥，干燥宜在严密性试验结束之后进行，干燥后保证管线末端管内气体在最高输送压力下的水露点比最低环境温度低5℃。
c〕输气站试运应在站内工艺管线试压合格后进行，先进行单体试运，再进行整体试运，系统需连续平稳运行72h为合格。
d〕管线内的空气置换应在强度试压、严密性试验、吹扫清管、干燥合格后进行；置换管线内空气应采纳氮气或其他无腐蚀、无毒害性的惰性气体作为隔离介质，置换过程中管道内气流速度不应大于5m/s，当置换管线末端放空管口气体含氧量不大于2%时即可认为置换合格。
天然气管道投产依照SY/T5922《天然气管道运行规范》执行。
5.2　油气管道运行管理
5.2.1　运销部负责商品油气输送管道运行参数技术指导。
5.2.2　基建工程部负责油气集输管道、内部油气输送管道的运行技术管理和参数报表收集分析工作。
5.2.3　各油气管道运行管理单位具体组织日常生产运行，按油气输送计划编制管道运行方案，坚持各站工况的协调，保证输送任务的完成。定时收集各站运行参数，了解运行状况。及时对管道运行进行分析，并对存在问题提出调整措施。填报日常运行报表，定期向上级主管部门汇报管道运行状况，接受指导和指示。
5.2.4　进入内部油气输送管道和商品油气输送管道的原油要符合SY/T 7513《出矿原油技术条件》、天然气要符合GB 17820《天然气》标准。
5.2.5　油气管道清管
5.2.5.1　各油气管道运行管理单位负责清管方案的编制工作。
5.2.5.2　运销部负责组织商品油气输送管道清管方案的审定。
5.2.5.3　基建工程部负责组织油气集输管道和内部油气输送管道清管方案的审定。
5.2.5.4　各油气管道运行管理单位负责按审定的清管方案进行管道清管和管理工作。
5.3　油气管道保护和日常维护
5.3.1　各油气管道运行管理单位负责对所辖油气管道进行日常管理和维护。
5.3.2　油气管道保护执行《石油天然气管道保护法》。
5.3.3　各油气管道运行管理单位组织专业人员管理，定期进行巡检，雨季或其他灾害发生时要强化巡线检查。
5.3.4　各油气管道运行管理单位要定期对穿越管段稳管状态、裸露、悬空、移位及受流水冲刷、剥蚀状况进行检查，出现问题及时恢复，保证油气管道运行安全，管道沿线的标志桩、测试桩、里程桩应齐全完整；定期检查站场绝缘、阴极电位、沿线保护电位，定期检查管道的防腐绝缘层状况，对达不到要求的应及时进行修复。
5.3.5　管道清理占压依照QG/HBYT 292-2009 《输油气管道违章占压建筑物管理办法》执行。
5.4　油气管道设施建设项目管理
5.4.1　油气管道设施建设项目包括油气集输管道、内部油气输送管道、商品油气输送管道设施的新建和改造。
5.4.2　各油气管道运行管理单位负责所辖油气管道设施新建和改造项目可行性研究报告建设方案的编制。
5.4.3　规划计划处负责组织油气管道设施建设项目可行性研究报告的审查和立项批复。
5.4.4　基建工程部负责组织油气管道设施建设项目的方案审查。运销部负责组织商品油气管道设施建设项目的技术方案审查。
5.4.5　油气管道设施新建和改造项目分厂级和公司级管理，厂级项目由油气生产单位组织实施，公司级项目由公司项目部或基建工程部组织实施。
5.5　管道应急管理
5.5.1　应急方案编制
5.5.1.1　运销部负责《原油长输管道突发事件专项应急预案》、《天然气长输管道突发事件专项应急预案》的编制及修订工作。
5.5.1.2　各油气管道运行管理单位负责各自辖区管道的应急预案编制工作。
5.5.2　应急演练依照QG/HBYT 077-2008 《应急管理程序》执行。
5.5.3　应急处理由公司应急办公室或油气管道运行管理单位负责组织实施。
5.6　计量交接协议及纠纷
5.6.1　运销部负责公司级计量交接协议的签订。
5.6.2　各油气管道运行管理单位组织签订厂级及厂级以下计量交接协议。
5.6.3　运销部负责组织厂级〔含厂级〕以上商品油气计量交接纠纷的调查、协调、处理。
5.6.4　各油气管道运行管理单位组织厂级以下油气计量交接纠纷的调查、协调、处理。
5.7　管道完整性管理
5.7.1　运销部负责组织商品油气输送管道完整性管理推广和实施。
5.7.2　基建工程部负责组织油气集输管道和内部油气输送管道完整性管理推广和实施。
5.7.3　各油气管道运行管理单位负责管道完整性管理的具体实施。
5.7.4　管道完整性管理内容
管道完整性管理的核心内容包括数据采集与整合、高后果区识别、危害识别与风险评价、完整性评价、修理与维护、效能评价等6个环节。
6  相关文件
  QG/HBYT 077-2008 《应急管理程序》
  QG/HBYT 292-2009 《输油气管道违章占压建筑物管理办法》