发布时间：2022-04-17 09:00:37
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的1篇天然石油分析论文，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
摘要：中国石油需求增长将占今明两年世界石油需求增长的1／3，预计今年中国将取代日本，成为仅次于美国的第二大石油消费国，但是目前中国人均石油开采储量只有2.6吨，是世界平均值的1／10，这将意味着中国石油消费对国际市场的依赖程度将越来越大。
一、中国油气资源前景堪忧
目前我国石油资源量约为1040亿吨，天然气资源量约54万亿立方米；石油最终可采资源量135亿—160亿吨，天然气最终可采资源量10万亿－12万亿立方米。
按2002年人口统计，我国人均石油剩余可采储量1.87吨，人均天然气剩余可采储量1552立方米，分别相当于世界人均水平的7.8%和6%。
(一)油气资源日益紧缺
(二)资源潜力仍然较大
(三)未来保障任务艰巨
二、我国油气资源面临的问题
在目前我国经济快速发展的过程中，油气资源勘探和开发面临五大问题：
l、后备可采储量不足
2、风险勘查投入不足
3、缺乏供给保障机制，很难适应市场变化
4、科技总体水平不高，不能满足增储上产需要
5、环境问题严重，尚未得到充分重视
三、中国致力于解决油气供需不平衡矛盾的措施
1、油气的大力勘探、开发
2、积极开展国际合作，增强我国油气进口的安全性
3、加快建立国家石油储备体系，保障国家石油安全
正文：
一、中国油气资源前景堪忧
国际权威机构近日公布的预测数字显示，中国目前石油需求增长将占同期世界石油需求增长的1／3。据国务院发展研究中心市场经济研究所介绍，中国石油市场是世界需求量增长最快的市场(国家)之一，2000年中国的原油净进口量为5983万吨，2002年为6941万吨，成品油进口2034万吨；据海关统计，2003年1-10月，我国进口原油7415万吨，成品油2374万吨。预计2004年中国将取代日本，成为仅次于美国的第二大石油消费国。近年中国经济保持持续高速增长，由于经济增长速度与石油消费量之间呈高度正向相关关系，预计今后几年中国石油消费量将继续保持较高增长态势。比较保守地估计，2010年中国原油的需求量将达到3亿吨，原油需求缺口达到1亿吨，2020年需求量达到3.8亿吨，缺口达到1.6亿吨。
但是目前中国人均石油开采储量只有2.6吨，是世界平均值的1／10，这意味着中国石油消费对国际市场的依赖程度将越来越大。更有人预测，到2010年，中国原油进口依存度将逼近50%。
(一)油气资源日益紧缺
目前我国石油资源量约为1072.7亿吨，其中约71.61%分布在陆上，约22.93%分布在海洋。
表1第三次全国油气资源评价石油资源状况
单位：亿吨、%总计可采储量=可转化资源量+已探明资源量
我国目前已发现500多个油田，其中大庆油田、胜利油田、辽河油田、克拉玛依油田、四川油田、华北油田、大港油田、中原油田、吉林油田、河南油田、长庆油田、江汉油田、江苏油田、青海油田、塔里木油田、吐哈油田、玉门油田、滇黔桂石油勘探局、冀东油田等油田产量、储量较为可观。
但是，在我国已发现的油田中，除大庆、胜利等主要油田外，其他油气田单位面积储量普遍较小，低品位油田居多，而且埋藏较深、类型复杂、品质较差、工艺技术要求高。在剩余可采储量中，优质资源不足，低渗或特低渗油、稠油和埋深大于3500米的超过50%，而且主要分布在西北和东部地区。随着勘探开发的不断深入，剩余石油资源中质量差、难开采的比重将越来越大。
总的看，勘探难度逐渐增大，隐蔽、复杂油气藏已成为勘探主要对象，地表及地质条件复杂的地区正成为勘探的重点目标区。老油田已进入高含水、高采出阶段，综合含水率高于80%，平均采出程度大于65%，原油产量呈递减趋势，开发难度越来越大，开采工艺要求越来越高。
截至2002年年底，石油累计探明可采储量63.95亿吨，其中剩余可采储量24.28亿吨，居世界第12位，人均石油剩余可采储量1.87吨，相当于世界人均水平的7.8%，仍属“贫油大国”。
2002年7月31日，中国石油商务网最新天然气资源评价，我国常规天然气资源量为55.16万亿立方米：根据第三次天然气资源评价，我国常规天然气资源地区分布如下：
表2我国常规天然气资源地区分布单位：万亿立方米，%
截止2002年底，我国天然气累计探明可采储量2.56万亿立方米，其中剩余可采储量2.02万亿立方米，居世界第17位，人均天然气剩余可采储量1552立方米，仅相当于世界人均水平的5%，属于名副其实的“贫气大国”。
(二)资源潜力仍然较大
从总体上看，我国油气资源仍有很大潜力可挖。截至2002年，我国石油待发现可采资源量约为71亿～96亿吨，平均探明率43.4%，其中，东部地区平均探明率超过60%，中西部地区和海域低于30%，均低于73%的世界平均探明率：天然气待发现可采资源量7.4万亿～9.4万亿立方米，平均探明率23.3%，远远低于60.5%的世界平均探明率。由此可以看出，我国油气资源探明率较低，整体上处于勘探的早中期阶段。
另外，由于中国油气开采和勘探技术条件的限制，我国一些埋藏较深、类型复杂、工艺技术要求较高和自然条件较差，以及一些深海油气田的开采、勘探还相当有限，基本处于开发的早中期阶段。随着相关技术的日益成熟和进步，我国油气资源的开发可望取得较大的进展。
(三)未来保障任务艰巨
根据中国经济的高增长率和能源消费弹性系数预测，到2010年，我国原油消费总量将达到3亿到>.2亿吨，届时中国原油的进口依存度将逼近50%。我国的油气资源保障将面临很大压力。
我国经济的持续快速发展，决定了我国油气资源的需求将与日俱增。预测到2010年，2020年石油需求量将分别达到3亿吨、3.8亿吨，天然气需求量也将分别达到1200亿立方米、2000亿立方米。如果同期我国油气资源得不到重大的发现，国内石油生产能力只能保持在1.8亿～2亿吨之间，缺口分别为1亿-1.2亿吨、1.8亿-2亿吨：国内天然气生产能力大约为1000亿立方米、1500亿-1600亿立方米，缺口分别为200亿立方米、400亿-500亿立方米。可以预测，2010年国内石油、天然气产量对需求的保障程度分别为57%、83%左右；2020年为50%、78%左右。2020年到本世纪中叶，供需缺口还将继续加大。为了保障我国经济健康、快速发展，我国油气资源勘探工作的压力很大，提高油气资源保障能力的任务十分艰巨。
二、我国油气资源面临五大问题
在目前我国经济快速发展的过程中，油气资源勘探和开发面临诸多问题。
1.后备可采储量不足
我国油气资源的后备可采储量少，特别是优质石油可采储量不足，缺乏战略接替区，西部和海相碳酸盐岩等区域的勘查一直未能取得战略性突破，后备可采储量不足已成为制约进一步增加油气产量和满足需求的主要矛盾。
2、风险勘查投入不足
基础性、公益性的油气前期地质工作具有探索性强、周期长、风险大的特点，作为一种相对独立的国家公共事业，主要应由政府出资，其成果提供全行业、全社会使用。近年来，国家对这项工作投入少，缺乏有效的机制，发现性调查评价工作力度不够，基础地质理论研究长期没有取得重大突破。
3.缺乏供给保障机制，很难适应市场变化
目前我国尚未建立起完善的油气资源安全供给保障机制，油气的资源储备和原油及成品油储备，还缺乏统一规划和布局。我国部级油气资源战略储备体系刚刚开始建设，进口安全机制和特殊情况下的石油供应应急机制还不完善。
4.科技总体水平不高，不能满足增储上产需要
尽管我国在陆相生油、滚动勘探开发及大型非均质砂岩油田开采技术等方面处于国际领先水平，但我国油气资源勘探开发总体科技水平还不能适应当前增储上产的需要。随着油气资源勘探开发难度的加大，对科技水平的要求越来越高，一系列关键理论和技术，如海相碳酸盐岩成藏理论和深水钻探，山地地震、难动用储量开发技术等亟待突破。
5.环境问题严重，尚未得到充分重视
油气资源的勘探开发、油气长距离输送以及油气加工过程等都会对环境带来破坏和影响，有的还非常严重，致使土质严重酸碱化、水质和空气污染，影响了局部地区的土壤和生态环境。但油气资源勘探开发引起的环境问题尚未引起各方面的高度重视，在勘探开发中有效地保护生态环境的意识还有待进一步加强。
三、中国致力于解决油气供需不平衡矛盾的措施
1.油气的大力勘探、开发
最近几年，我国加大了对西部油气资源的勘探、开发力度，在西部的塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、川西北等地区已经取得了很好的发现。由于我国海上油气勘探、开发力度的逐渐进步，近期在东海、南海等地也有较大规模的资源发现。今后5至10年内，我国油气勘探将集中力量重点对三大战略区——鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地南部地区——和两大战略后备区——塔里木盆地、柴达木盆地——进行勘探。
另外，我国对进入后期开采阶段老油气田进行进一步技术更新改造，进一步延长了其开采年限。
我国在西部塔里木地区蕴藏着丰富的天然气资源，为了解决东部特别是长江三角洲地区对油气资源的迫切需求，国家投资建设了东西跨度长达4200公里的西气东输工程，建成以后向长江三角洲的年输气量为100亿立方米，稳定供气30年，另外考虑沿途用气20亿立方米，总计年供气120亿立方米，这在很大程度上缓解了我国东部地区油气资源供应紧张的状况。
2.积极开展国际合作，增强我国油气进口的安全性
积极实行“走出去”的战略，利用我们的技术、资金到非洲、南美等国家去开发石油。目前中国对海外石油资源的利用，除了由政府指定的企业在国际市场上进行期货及现货贸易外，也包括在勘探、开采等领域与外方进行合作。中国和国外很多合作项目都采取“份额油”的方式，即中国在当地的石油建设项目中参股或投资，每年从该项目的石油产量中分取一定的份额。这样做有利的一面是，由于中国拿到手的是实物，石油进口量不至于受价格波动太大。中国石油海外石油开采量已达1900万吨，其中份额油约占900万吨。中石油己在海外签订合同项目26个，其中有勘探开发项目22个，管道项目两个，炼油和化工项目各1个，项目分布在四大洲的12个国家，初步形成海外发展的三大战略区，即中东及北非地区、中亚及俄罗斯地区和南美地区。中海油也在2002年斥资12亿美元收购了澳大利亚和印度尼西亚的三块石油天然气田，中石化则以5.58亿美元购买西班牙瑞普索公司在印度尼西亚5个海上油田的部分石油资产。中海油这一跨国资产并购将为其带来每年4000万桶，约500万吨原油的份额。这5个油田共有超过1亿吨的总探明储量，中海油在其中拥有的探明储量约为5000万吨，并将操作其中3个油田的生产。经过这次并购，中海油现在已经成为印尼最大的海上石油生产商。
非洲是世界各国竟相开发的地区，西非地区石油钻井成功率高达35%，远高于10%的世界平均水平。专家预测，未来5年内，非洲探明储量将至少增加150亿桶。国际市场上新增加的来自海湾以外的石油中，将至少有四分之一产于非洲国家，我国各大石油公司也在加紧非洲地区石油开发。
虽然非洲石油的储量不足中东地区的1／6，但其石油含硫量低，很适合加工成汽车燃油，目前西非各国企业基本实现了直接投资的对外开放。除非洲最大的产油国尼日利亚，其余产油国都不是石油输出国组织的成员。尽管这些国家政局不稳，但新探明的主要石油储存都位于深海区域，远离冲突地区。且这些国家彼此有摩擦，联合抵制石油供应的情况不太可能发生。中国国家主席2004年初的非洲之行，就中国在非洲地区开发石油资源展开了诸多讨论，在中国开发非洲石油资源方面写下了重要的一笔。
石油不但是关系到国计民生的重要消费品，同时也是一个国家重要的战略物资，保障石油的充分供给对一个国家的经济发展和国家安全都具有十分重要的意义。但是当今国际石油市场受到国际政治、军事以及地理位置等诸多因素的影响，使石油进口国的石油供应具有很大的不确定性，石油进口的安全性受到很大挑战。我国是世界石油进口大国，进口安全性意义重大。在扩大购油渠道，保证进口安全方面，我国大力开展和平外交，发展与世界各国的友好关系，积极争取从俄罗斯和中亚产油国通过陆地管道进口石油，使我国的石油进口渠道多元化，降低和分散风险，从而更安全。俄罗斯和哈萨克斯坦是新兴的石油和天然气资源大国，中国同两国在石油和天然气方面的积极合作对保障中国的石油供应安全具有重要的意义。目前，我国已经同哈萨克斯坦和俄罗斯达成有关修建石油、天然气输送管道，向我国出口能源的协议，这在一定程度上改变了我国石油进口严重依赖中东地区的局面，增强了我国石油进口的安全性。
3.加快建立国家石油储备体系，保障国家石油安全
石油储备是稳定供求关系、平抑市场价格、应对突发事件、保障国家石油安全的重要手段。目前，我国尚未建立石油储备体系，现有原油、成品油储罐多属生产和流通的配套设施，难以发挥储备功能，一旦遇到突发事件，处境将十分被动。有关资料表明，中国现有的石油储备只够维持7天的时间。另外，国外研究机构普遍认为，未来20年国际油价呈上涨趋势。及早建立我国石油储备体系，可以减少经济代价，有利于我国在国际政治、经济角逐中处于主动地位。
“十五”期间，我国将按照国家储备与企业储备相结合、以国家储备为主的方针，统一规划、分批建设国家石油储备基地。“十五”期间，国家原油储备目标800万立方米、地下储气量11.4亿立方米。
随着中国经济的飞速发展，对石油需求不断增加，而同时我国国内石油产量却徘徊不前。石油作为一种战略资源，长期以来一直是影响世界政治和经济发展的重要因素之一，石油安全也是世界各国面临的共同问题。虽然从总体而言，未来数十年内世界石油供求关系不会发生太大变化，能够保持基本平衡局面，且越来越市场化。但在此格局之下，世界各国尤其是大国对能源的竞争也日益激烈，对能源安全的重视有增无减，纷纷进行能源战略调整。
随着中国对进口石油依赖程度的不断加大，迫切需要尽快制定一个切实可行的中国石油安全长远规划。就当前而言，中国面临的首要问题是缺少石油危机应急应对机制和处置手段，应研究如何应对国际石油市场暂时和局部短缺以及由此造成的油价剧烈波动，甚至供应中断等情形，加紧研究如何避免使石油来源过多集中于某个地区，以规避风险。此外，制定一个长远的国家能源安全战略也应该尽快有所行动。
摘要：中国石油需求增长将占今明两年世界石油需求增长的1／3，预计今年中国将取代日本，成为仅次于美国的第二大石油消费国，但是目前中国人均石油开采储量只有2.6吨，是世界平均值的1／10，这将意味着中国石油消费对国际市场的依赖程度将越来越大。
一、中国油气资源前景堪忧
目前我国石油资源量约为1040亿吨，天然气资源量约54万亿立方米；石油最终可采资源量135亿—160亿吨，天然气最终可采资源量10万亿－12万亿立方米。
按2002年人口统计，我国人均石油剩余可采储量1.87吨，人均天然气剩余可采储量1552立方米，分别相当于世界人均水平的7.8%和6%。
(一)油气资源日益紧缺
(二)资源潜力仍然较大
(三)未来保障任务艰巨
二、我国油气资源面临的问题
在目前我国经济快速发展的过程中，油气资源勘探和开发面临五大问题：
l、后备可采储量不足
2、风险勘查投入不足
3、缺乏供给保障机制，很难适应市场变化
4、科技总体水平不高，不能满足增储上产需要
5、环境问题严重，尚未得到充分重视
三、中国致力于解决油气供需不平衡矛盾的措施
1、油气的大力勘探、开发
2、积极开展国际合作，增强我国油气进口的安全性
3、加快建立国家石油储备体系，保障国家石油安全
正文：
一、中国油气资源前景堪忧
国际权威机构近日公布的预测数字显示，中国目前石油需求增长将占同期世界石油需求增长的1／3。据国务院发展研究中心市场经济研究所介绍，中国石油市场是世界需求量增长最快的市场(国家)之一，2000年中国的原油净进口量为5983万吨，2002年为6941万吨，成品油进口2034万吨；据海关统计，2003年1-10月，我国进口原油7415万吨，成品油2374万吨。预计2004年中国将取代日本，成为仅次于美国的第二大石油消费国。近年中国经济保持持续高速增长，由于经济增长速度与石油消费量之间呈高度正向相关关系，预计今后几年中国石油消费量将继续保持较高增长态势。比较保守地估计，2010年中国原油的需求量将达到3亿吨，原油需求缺口达到1亿吨，2020年需求量达到3.8亿吨，缺口达到1.6亿吨。
但是目前中国人均石油开采储量只有2.6吨，是世界平均值的1／10，这意味着中国石油消费对国际市场的依赖程度将越来越大。更有人预测，到2010年，中国原油进口依存度将逼近50%。
(一)油气资源日益紧缺
目前我国石油资源量约为1072.7亿吨，其中约71.61%分布在陆上，约22.93%分布在海洋。
表1第三次全国油气资源评价石油资源状况
单位：亿吨、%总计可采储量=可转化资源量+已探明资源量
我国目前已发现500多个油田，其中大庆油田、胜利油田、辽河油田、克拉玛依油田、四川油田、华北油田、大港油田、中原油田、吉林油田、河南油田、长庆油田、江汉油田、江苏油田、青海油田、塔里木油田、吐哈油田、玉门油田、滇黔桂石油勘探局、冀东油田等油田产量、储量较为可观。
但是，在我国已发现的油田中，除大庆、胜利等主要油田外，其他油气田单位面积储量普遍较小，低品位油田居多，而且埋藏较深、类型复杂、品质较差、工艺技术要求高。在剩余可采储量中，优质资源不足，低渗或特低渗油、稠油和埋深大于3500米的超过50%，而且主要分布在西北和东部地区。随着勘探开发的不断深入，剩余石油资源中质量差、难开采的比重将越来越大。
总的看，勘探难度逐渐增大，隐蔽、复杂油气藏已成为勘探主要对象，地表及地质条件复杂的地区正成为勘探的重点目标区。老油田已进入高含水、高采出阶段，综合含水率高于80%，平均采出程度大于65%，原油产量呈递减趋势，开发难度越来越大，开采工艺要求越来越高。
截至2002年年底，石油累计探明可采储量63.95亿吨，其中剩余可采储量24.28亿吨，居世界第12位，人均石油剩余可采储量1.87吨，相当于世界人均水平的7.8%，仍属“贫油大国”。
2002年7月31日，中国石油商务网最新天然气资源评价，我国常规天然气资源量为55.16万亿立方米：根据第三次天然气资源评价，我国常规天然气资源地区分布如下：
表2我国常规天然气资源地区分布单位：万亿立方米，%
截止2002年底，我国天然气累计探明可采储量2.56万亿立方米，其中剩余可采储量2.02万亿立方米，居世界第17位，人均天然气剩余可采储量1552立方米，仅相当于世界人均水平的5%，属于名副其实的“贫气大国”。
(二)资源潜力仍然较大
从总体上看，我国油气资源仍有很大潜力可挖。截至2002年，我国石油待发现可采资源量约为71亿～96亿吨，平均探明率43.4%，其中，东部地区平均探明率超过60%，中西部地区和海域低于30%，均低于73%的世界平均探明率：天然气待发现可采资源量7.4万亿～9.4万亿立方米，平均探明率23.3%，远远低于60.5%的世界平均探明率。由此可以看出，我国油气资源探明率较低，整体上处于勘探的早中期阶段。
另外，由于中国油气开采和勘探技术条件的限制，我国一些埋藏较深、类型复杂、工艺技术要求较高和自然条件较差，以及一些深海油气田的开采、勘探还相当有限，基本处于开发的早中期阶段。随着相关技术的日益成熟和进步，我国油气资源的开发可望取得较大的进展。
(三)未来保障任务艰巨
根据中国经济的高增长率和能源消费弹性系数预测，到2010年，我国原油消费总量将达到3亿到>.2亿吨，届时中国原油的进口依存度将逼近50%。我国的油气资源保障将面临很大压力。
我国经济的持续快速发展，决定了我国油气资源的需求将与日俱增。预测到2010年，2020年石油需求量将分别达到3亿吨、3.8亿吨，天然气需求量也将分别达到1200亿立方米、2000亿立方米。如果同期我国油气资源得不到重大的发现，国内石油生产能力只能保持在1.8亿～2亿吨之间，缺口分别为1亿-1.2亿吨、1.8亿-2亿吨：国内天然气生产能力大约为1000亿立方米、1500亿-1600亿立方米，缺口分别为200亿立方米、400亿-500亿立方米。可以预测，2010年国内石油、天然气产量对需求的保障程度分别为57%、83%左右；2020年为50%、78%左右。2020年到本世纪中叶，供需缺口还将继续加大。为了保障我国经济健康、快速发展，我国油气资源勘探工作的压力很大，提高油气资源保障能力的任务十分艰巨。
二、我国油气资源面临五大问题
在目前我国经济快速发展的过程中，油气资源勘探和开发面临诸多问题。
1.后备可采储量不足
我国油气资源的后备可采储量少，特别是优质石油可采储量不足，缺乏战略接替区，西部和海相碳酸盐岩等区域的勘查一直未能取得战略性突破，后备可采储量不足已成为制约进一步增加油气产量和满足需求的主要矛盾。
2、风险勘查投入不足
基础性、公益性的油气前期地质工作具有探索性强、周期长、风险大的特点，作为一种相对独立的国家公共事业，主要应由政府出资，其成果提供全行业、全社会使用。近年来，国家对这项工作投入少，缺乏有效的机制，发现性调查评价工作力度不够，基础地质理论研究长期没有取得重大突破。
3.缺乏供给保障机制，很难适应市场变化
目前我国尚未建立起完善的油气资源安全供给保障机制，油气的资源储备和原油及成品油储备，还缺乏统一规划和布局。我国部级油气资源战略储备体系刚刚开始建设，进口安全机制和特殊情况下的石油供应应急机制还不完善。
4.科技总体水平不高，不能满足增储上产需要
尽管我国在陆相生油、滚动勘探开发及大型非均质砂岩油田开采技术等方面处于国际领先水平，但我国油气资源勘探开发总体科技水平还不能适应当前增储上产的需要。随着油气资源勘探开发难度的加大，对科技水平的要求越来越高，一系列关键理论和技术，如海相碳酸盐岩成藏理论和深水钻探，山地地震、难动用储量开发技术等亟待突破。
5.环境问题严重，尚未得到充分重视
油气资源的勘探开发、油气长距离输送以及油气加工过程等都会对环境带来破坏和影响，有的还非常严重，致使土质严重酸碱化、水质和空气污染，影响了局部地区的土壤和生态环境。但油气资源勘探开发引起的环境问题尚未引起各方面的高度重视，在勘探开发中有效地保护生态环境的意识还有待进一步加强。
三、中国致力于解决油气供需不平衡矛盾的措施
1.油气的大力勘探、开发
最近几年，我国加大了对西部油气资源的勘探、开发力度，在西部的塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、川西北等地区已经取得了很好的发现。由于我国海上油气勘探、开发力度的逐渐进步，近期在东海、南海等地也有较大规模的资源发现。今后5至10年内，我国油气勘探将集中力量重点对三大战略区——鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、松辽盆地南部地区——和两大战略后备区——塔里木盆地、柴达木盆地——进行勘探。
另外，我国对进入后期开采阶段老油气田进行进一步技术更新改造，进一步延长了其开采年限。
我国在西部塔里木地区蕴藏着丰富的天然气资源，为了解决东部特别是长江三角洲地区对油气资源的迫切需求，国家投资建设了东西跨度长达4200公里的西气东输工程，建成以后向长江三角洲的年输气量为100亿立方米，稳定供气30年，另外考虑沿途用气20亿立方米，总计年供气120亿立方米，这在很大程度上缓解了我国东部地区油气资源供应紧张的状况。
2.积极开展国际合作，增强我国油气进口的安全性
积极实行“走出去”的战略，利用我们的技术、资金到非洲、南美等国家去开发石油。目前中国对海外石油资源的利用，除了由政府指定的企业在国际市场上进行期货及现货贸易外，也包括在勘探、开采等领域与外方进行合作。中国和国外很多合作项目都采取“份额油”的方式，即中国在当地的石油建设项目中参股或投资，每年从该项目的石油产量中分取一定的份额。这样做有利的一面是，由于中国拿到手的是实物，石油进口量不至于受价格波动太大。中国石油海外石油开采量已达1900万吨，其中份额油约占900万吨。中石油己在海外签订合同项目26个，其中有勘探开发项目22个，管道项目两个，炼油和化工项目各1个，项目分布在四大洲的12个国家，初步形成海外发展的三大战略区，即中东及北非地区、中亚及俄罗斯地区和南美地区。中海油也在2002年斥资12亿美元收购了澳大利亚和印度尼西亚的三块石油天然气田，中石化则以5.58亿美元购买西班牙瑞普索公司在印度尼西亚5个海上油田的部分石油资产。中海油这一跨国资产并购将为其带来每年4000万桶，约500万吨原油的份额。这5个油田共有超过1亿吨的总探明储量，中海油在其中拥有的探明储量约为5000万吨，并将操作其中3个油田的生产。经过这次并购，中海油现在已经成为印尼最大的海上石油生产商。
非洲是世界各国竟相开发的地区，西非地区石油钻井成功率高达35%，远高于10%的世界平均水平。专家预测，未来5年内，非洲探明储量将至少增加150亿桶。国际市场上新增加的来自海湾以外的石油中，将至少有四分之一产于非洲国家，我国各大石油公司也在加紧非洲地区石油开发。
虽然非洲石油的储量不足中东地区的1／6，但其石油含硫量低，很适合加工成汽车燃油，目前西非各国企业基本实现了直接投资的对外开放。除非洲最大的产油国尼日利亚，其余产油国都不是石油输出国组织的成员。尽管这些国家政局不稳，但新探明的主要石油储存都位于深海区域，远离冲突地区。且这些国家彼此有摩擦，联合抵制石油供应的情况不太可能发生。中国国家主席2004年初的非洲之行，就中国在非洲地区开发石油资源展开了诸多讨论，在中国开发非洲石油资源方面写下了重要的一笔。
石油不但是关系到国计民生的重要消费品，同时也是一个国家重要的战略物资，保障石油的充分供给对一个国家的经济发展和国家安全都具有十分重要的意义。但是当今国际石油市场受到国际政治、军事以及地理位置等诸多因素的影响，使石油进口国的石油供应具有很大的不确定性，石油进口的安全性受到很大挑战。我国是世界石油进口大国，进口安全性意义重大。在扩大购油渠道，保证进口安全方面，我国大力开展和平外交，发展与世界各国的友好关系，积极争取从俄罗斯和中亚产油国通过陆地管道进口石油，使我国的石油进口渠道多元化，降低和分散风险，从而更安全。俄罗斯和哈萨克斯坦是新兴的石油和天然气资源大国，中国同两国在石油和天然气方面的积极合作对保障中国的石油供应安全具有重要的意义。目前，我国已经同哈萨克斯坦和俄罗斯达成有关修建石油、天然气输送管道，向我国出口能源的协议，这在一定程度上改变了我国石油进口严重依赖中东地区的局面，增强了我国石油进口的安全性。
3.加快建立国家石油储备体系，保障国家石油安全
石油储备是稳定供求关系、平抑市场价格、应对突发事件、保障国家石油安全的重要手段。目前，我国尚未建立石油储备体系，现有原油、成品油储罐多属生产和流通的配套设施，难以发挥储备功能，一旦遇到突发事件，处境将十分被动。有关资料表明，中国现有的石油储备只够维持7天的时间。另外，国外研究机构普遍认为，未来20年国际油价呈上涨趋势。及早建立我国石油储备体系，可以减少经济代价，有利于我国在国际政治、经济角逐中处于主动地位。
“十五”期间，我国将按照国家储备与企业储备相结合、以国家储备为主的方针，统一规划、分批建设国家石油储备基地。“十五”期间，国家原油储备目标800万立方米、地下储气量11.4亿立方米。
随着中国经济的飞速发展，对石油需求不断增加，而同时我国国内石油产量却徘徊不前。石油作为一种战略资源，长期以来一直是影响世界政治和经济发展的重要因素之一，石油安全也是世界各国面临的共同问题。虽然从总体而言，未来数十年内世界石油供求关系不会发生太大变化，能够保持基本平衡局面，且越来越市场化。但在此格局之下，世界各国尤其是大国对能源的竞争也日益激烈，对能源安全的重视有增无减，纷纷进行能源战略调整。
随着中国对进口石油依赖程度的不断加大，迫切需要尽快制定一个切实可行的中国石油安全长远规划。就当前而言，中国面临的首要问题是缺少石油危机应急应对机制和处置手段，应研究如何应对国际石油市场暂时和局部短缺以及由此造成的油价剧烈波动，甚至供应中断等情形，加紧研究如何避免使石油来源过多集中于某个地区，以规避风险。此外，制定一个长远的国家能源安全战略也应该尽快有所行动。
摘要：油气管道一般输送高压、易燃、易爆的介质(如天然气、原油、成品油等)，是一种具有高度危险性的构筑物。HAZOP分析技术就是一种危险评估方法，文章对HAZOP分析方法进行了介绍，进而对HAZOP分析技术在油气管道设计中的应用进行了探讨，最后对影响分析准确性的几个方面进行了说明。
关键词：HAZOP分析技术；石油天然气；管道工程；油气管道设计
中图分类号：X937
文献标识码：A
文章编号：1009-2374(2011)27-0077-02
油气管道一般输送高压、易燃、易爆的介质(如天然气、原油、成品油等)，是一种具有高度危险性的构筑物。HAZOP分析技术就是一种危险评估方法，它可以对工程设计进行较为全面的风险评估，找出系统中设备、装置、管道工艺参数的偏离以及故障或者误操作引起的潜在危险，分析偏离、故障产生的原因，根据后果、原因和己设计的保护措施，以此修改和完善安全设计和操作管理。
一、HAZOP分析方法简介
HAZOP的中文意思是“危险性与可操作性研究”，它由有经验的跨专业的专家小组对装置的设计提出有关安全、可操作性方面的问题，共同讨论解决问题的方法。HAZOP分析的目的是识别工艺或操作过程中存在的危害，对危害产生的风险进行分析。首先，HAZOP分析能识别项目中存在的危险，尽早采取措施降低项目的危险性。就输油气管道而言，在项目的初步设计阶段采用HAZOP分析方法，意味着能够识别初步设计中存在的危险，并能够在详细设计(即施工图设计)阶段纠正这些问题。
二、HAZOP分析在管道工程中的应用
(一)HAZOP分析技术国内外应用现状及在管道工程中的应用情况
HAZOP分析技术是由英国帝国化学工业公司石油化学部于20世纪70年代开发出来的一种危险辨识技术，它首先在化学和过程工业中使用。目前，英国己将HAZOP列为工程建设必须进行的HSE专项评价，并对评价机构和从业人员实行资质认证，以保证HSE专项评价的可信度。经过不断改进与完善，欧洲和美国现已将HAZOP分析技术广泛应用于各类工艺过程和项目的风险评估工作中。我国化学工业部门于上世纪70年代末率先引进了HAZOP分析技术，并首先将其应用于风险性较高的化工工程设计中，之后逐步推广应用到油田地面工程、油气集输工程等高危设计领域。西气东输二线天然气管道工程在初步设计阶段也聘请国外知名Dyadem公司对典型压气站进行了HAZOP分析，形成了科学的评价报告。目前，HAZOP分析在技术在油气管道设计中迅速推广，在部分项目中，HAZOP分析甚至被要求作为初步设计的一部分进行落实。
(二)输油气管道系统HAZOP分析的方法
HAZOP分析是一种用于辨识设计缺陷、工艺过程危险及操作性问题的结构化分析方法，它把油气管道输送系统看成一个连续的生产过程，通过分析每个工艺单元或操作步骤，识别出具有潜在危险的偏差。就油气管道工艺站场设计而言，HAZOP分析按照工艺仪表流程图(PID)将管道系统划分为多个合理的分析节点，每一个节点表现为完成某个特定的功能。引导词有“无”、“过量”、“减量”、“伴随”、“部分”、“相逆”、“异常”等。油气管道HAZOP分析的工艺参数主要有流量、温度、压力、液位、腐蚀、开停车、总图布置、维修维护等。HAZOP分析中的偏差为引导词和工艺参数的组合。在选定分析节点和偏差后，HAZOP分析的任务是根据节点控制的工艺参数指标，对这些偏差产生的原因、后果、安全保护、应采取的行动进行综合分析。在了解确定的设计意图基础上，分析工艺流程图中某一节点的参数变化给整个系统带来的后果，同时假定设置的安全设施失效，分析带来的危险性并评价其风险。对于识别出的所有可能导致隐患和操作性问题的原因，应提出改进措施和建议，以彻底解决存在的安全问题。
HAZOP工作流程图如图1所示：
(三)HAZOP分析在输油气管道设计中的应用
在油气管道系统设计领域，HAZOP分析可以应用到从设计到投产的各个过程中。HAZOP分析是一项动态工作，它与设计阶段同步进行，直至施工安装完毕，每个阶段的HAZOPT作的深度和广度不同。在项目的概念设计阶段进行HAZOP分析，可以找出项目中存在的危害，并对危害程度做出评估。在此阶段发现的潜在危害，往往对于整个项目而言影响很大。因此，此阶段的HAZOP分析的结果往往造成大的方案调整或者废弃。在项目的详细设计阶段，设计人员对工艺流程有较为深入的了解，能够详细答复HAZOP研究小组所提出的问题，因此，本阶段最适宜开展HAZOP研究工作，在分析深度和广度上可达到最大化。如果项目之前没有做过HAZOP分析，或者在HAZOP分析后进行了设计修改，在项目开车前应进行HAZOP分析。然而，由于项目的现场建设已近完成，要实施HAZOP专家小组所建议的整改往往很困难或者费用很高。
三、HAZOP分析方法注意事项
(一)HAZOP分析小组成员组成
HAZOP的分析工作是由专家小组来完成，HAZOP分析审查的质量取决于审查小组的人员组成和素质、组长的能力和工艺安全文件的精确性。HAZOP分析组的组长应是具有丰富的HAZOP分析经验，具有独立工作能力，且接受过HAZOP分析专业训练的工程师。分析小组成员人数适中，从专业设置上来说，应包括各主要专业工程技术人员；从人员组织关系来说，应包括设计方代表、运营方代表，必要时可邀请施工方、设备厂家等参与。
(二)应准备分析资料收集
HAZOP分析就是对系统工艺过程本身进行非常精确的描述，资料准备的准确与充分程度与HAZOP分析结果的可靠性密切相关。
(三)应注意分析节点的划分
如果分析节点划分过小，会加大工作负荷，导致大量的重复工作量；如果分析节点分得太大，会使HAZOP分析的结果产生重大偏差，甚至会遗漏部分结果。
(四)不要将HAZOP分析审查会和设计讨论会概念混淆
HAZOP分析审查工作不单纯是对设计评估，而是要安全挖掘设计和操作中的安全隐患，分析事故发生的原因和事故发生的后果，并进一步提出应采取的安全措施。注意不要把分析审查变成设计讨论会，这是两种不同性质、不同内容、不同阶段的审查。
(五)不能夸大HAZOP分析的作用
对于输油气管道设计来说，HAZOP只是识别技术，不是解决问题的方法。HAZOP不能看作纯粹的设计功能检查，正常的设计应确保质量而不应考虑是否采用HAZOP。对于管道设计，即使采用了HAZOP分析方法，然而对于过程工业安全，做好基础设计和应用适当的设计规范依然是非常重要的。
四、结语
HAZOP分析不仅在工程安全保证方面发挥着重要作用，而且在安全设计理念的提升和设计水平的进步方面起到了促进作用。然而，应注意分析过程中易对结果造成影响的各方面，全面、系统、细致地进行分析，确保结果的精确性和可靠性。建议在管道工程设计中推广此方法，将其应用到管道设计的各个方面，提升系统安全设计水平。
摘要：石油与天然气硕士研究生是我国培养的石油工程高层次专业人才之一，建设石油与天然气国际一流学科必须重视硕士研究生的人才培养。本文从培养目标、选拔制度及培养模式几个方面分析了与国际一流学科的差异，指出了我国在石油与天然气工程一流学科硕士研究生培养模式上的不足，给出了改进建议。
关键词：石油与天然气工程；一流学科；硕士研究生；培养模式
一、引言
2014年5月4日，在北京大学师生座谈会上发表重要讲话，明确指出：“党中央做出了建设世界一流大学的战略决策，我们要朝着这个目标坚定不移前进”。2015年10月24日，国务院关于印发《统筹推进世界一流大学和一流学科建设总体方案》的通知。自从2013年上半年以来，我国在不断推进建设一流大学、一流学科的进程。
什么是一流学科，什么是一流大学，这一直是学术界及各位学者之间争论的焦点。周光礼教授对一流学科给出了这样的解释：“一流学科有两个标志，一是拥有一流科研，产出一流学术成果；二是有一流的教学，培养出一流的人才”[1]。这就指出了一流学科的任务和目标之一是一流的人才。研究生作为大学培养的“高层次”人才，是培养高素质优秀人才的“人才高地”，其培养质量是评价是否为一流学科的重要指标之一[2]，一流的学科必须能够造就在学科内的一流顶尖人才。而如何使国内石油与天然气学科建设成为国际一流学科，并形成一流研究生培养模型成为我们必须要思考的问题。
二、石油与天然气工程一流学科硕士研究生培养目标差异性分析
我国的研究生培养与世界大部分高校一致，分为两个层次，硕士研究生和博士研究生。2010年教育部了《国家中长期教育改革和发展规划纲要（2010―2020年）》，纲要指出提升科学研究水平，优化结构办出特色，重点扩大应用型、复合型、技能型人才培养规模，加快发展专业学位研究生教育。我国研究生教育进一步明细了专业型硕士研究生和学术型硕士研究生的培养内涵。专业型硕士研究生的培养目标为：“在某一专业（或职业）领域坚实的基础理论和宽广的专业知识、具有较强的解决实际问题的能力，能够承担专业技术或管理工作、具有良好的职业素养的高层次应用型专门人才”。而学术型硕士研究生以培养学术型拔尖人才为目标，培养研究生的学术创新能力[3]。
2010年西南石油大学“石油与天然气工程”被教育部批准为全国64所全日制专业学位研究生教育综合改革试点单位之一。同时，几所石油类高校（中国石油大学、东北石油大学等）也开始招生全日制专业学位硕士，就培养目标而言，几所大学的全日制石油与天然气工程专业硕士的定位和目标基本保持了一致，要求在具有扎实的理论基础和专业知识的同时，掌握先进技术，并同时具备能够解决工程实际问题的应用型人才。因此在硕士研究生的培养类型形成了两种类型的培养：专业学位硕士和学术型硕士。
美国是建设石油工程高等教育专业最早的国家之一，2016年3月16日，USnews给出了石油工程专业的研究生院排名为：1、Texas大学奥斯汀分校，2、斯坦福大学，3、得克萨斯州A&M大学，4、塔尔萨大学5、科罗拉多矿业学院，6、宾夕法尼亚州立大学，7、俄克拉荷马大学，8、南加州大学，9、德州理工大学，10、怀俄明大学。在美国高校的石油工程硕士研究生在硕士研究生的培养类型上分为工程硕士和科学硕士两种。工程硕士以“实用教育”理念为指导，培养学生职业能力和专业素养。科学硕士则是以培养学生的科学研究能力为目标，具备胜任长期参加学术研究的能力，多数未来将继续攻读博士学位做准备。
就培养目标而言，在硕士研究生培养层次上，美国工程硕士培养与我国全日制专业硕士研究生培养目标上存在一致性，都是以实践能力为目标，都要求在具有解决实际问题的能力。同样对学术型硕士的培养目的都是具有一定的学术创新能力，并为进入博士阶段的学习做准备。
三、国内外石油与天然气一流学科研究生生源选拔制度的差异性分析
在国外关于石油与天然气硕士研究生的选拔制度非常严格，Texas―大学奥斯汀分校则制定了非常详细的硕士研究生选拔标准，1、3.68/4的GPA（2015年），2、GRE成绩要求：（Average GRE-verbal：155，Average GRE-quantitative：166）（2015年），3、三个专家推荐信，4、本科或者研究生阶段的学术成果。关于斯坦福大学硕士研究生的选拔同样考虑这个方面的问题：（1）个人申请书，（2）本科阶段的学分绩点（GPA），（3）专家推荐信，（4）入学考试成绩（GRE），（5）工作经历。其他的学校也大都借鉴这样的选拔方式。由此可以看出，国外研究生选拔更加重视本科成绩（GPA），该成绩是其在本科阶段一个学生综合能力的体现，研究显示该成绩可能会影响到研究生阶段的业绩，另外，国内外石油与天然气硕士研究生生源选拔更注重学生的综合能力和潜质。
与国外研究生选拔制度相比，我国石油与天然气工程硕士研究生选拔有两种方式：（1）推免生制度。选拔更注重本科阶段的学习成绩，同时本科阶段在学术上取得的成果也会占相当比重，更注重研究生的综合能力，推免生制度已经成为我国目前研究生招生的重要组成部分；（2）全国研究生入学统一考试。划分统一的分数线，然后进行面试，考察综合能力。可以看出，美国硕士研究生的选拔制度相比中国而言，具有更多的自主权和灵活性，但不失权威性、公平性。
四、国内外石油与天然气一流学科硕士研究生培养模式的差异性分析
与国外一流学科相比，最主要的差别在于培养模式。以Texas大学奥斯汀分校为例，石油工程硕士研究生的培养课程要求主要包含这样的几个模块：Basic Skills（基本技能），Discipline Areas（专业课），PGE Electives（石油工程选修课），Outside Electives（除了与石油工程之外的选修课），要求学生完成30―33个学分的课程学习。斯坦福大学则要求学习修至少45个学分课程，平均学分绩点为3.0，而且必修课、选修课等课程划分了相应比例。由此看来，在国外完成高质量的课程学习是研究生培养的基础，通过交叉学科的学习能够培养开阔研究生的视野，培养研究生的综合能力。
西南石油大学专业硕士培养方案要求，全日制工程硕士专业学位研究生必须修满最低30学分，其中公共基础课程修读最低15―16学分。专业优秀课程3门，必选1门，最低修读2学分。专业选修课必选3―5门，最低修读6―10学分。另外，对于专业硕士制定了实践环节，占6个学分，主要目的提高研究生的实践能力和解决实际问题的能力。而对于学术型硕士生必须修满最低26学分。基础课程修读最低学分19分。专业优秀课程6门，必选2门，最低修读4学分。专业选修课必选2门，最低修读4学分。西南石油大学制定了严格的开题、中期审查、最终答辩及要求以保证研究生的培养质量，另外西南石油大学还提出了中期分流制度，根据研究生中期的思想政治与道德、综合素质与能力、课程学习、科学研究四个方面表现进行分流管理，来保证研究生的培养质量。
中国石油大学要求全日制工程硕士专业学位研究生总学分最低28学分，必修课不得低于15学分，但在选修课程中增加了校内实训和专业实践环节是保证专业硕士的应用能力培养，并将开题和中期作为研究生的必修环节。对于学术型硕士的要求则是必修课共6门不少于为18分，选修课不少于12分。
对比国内外研究生的培养模式可以看出其不同，第一，在课程修读环节，研究生的修读要求少于国外大学的课程，国外对研究生修读课程有学分绩点要求，并形成了对学位论文研究计划与最终答辩审核的多级考核制度，以保证研究生的培养质量。
五、结语
对比分析了国内外石油与天然气工程一级学科的研究生培养目标、选拔制度及培养模式的差异性，通过对比发现，近年来我国推进了全日制专业硕士研究生的培养模式，是我国研究生培养类型与国外保持了一致，同时能够满足我国技术领域对人才的需求，我国拥有石油与天然气学科的高校创新了全日制专业硕士研究生培养模式。
与国外相关我国石油与天然气学科的硕士研究生培养仍然存在一些不足。生源选拔模式单一，培养课程的科学性不足，大多数高校缺少了对研究生学分绩点的要求，缺乏对研究生综合能力的培养和重视。因此，我国石油与天然气工程一级学科在研究生培养上仍然存在一定差距，若想达到国际一流学科的研究水平仍然需要细致研究国际一流学科的研究生培养目标、选拔制度和培养模式，应重视对毕业研究生的培养质量进行定量评估模式研究，准确寻找与国外一流学科差距。
[摘要]由于石油天然气管道大多数的工作时间一般都比较长，在运行过程中一定要注意它们的安全管理问题，从而确保石油天然气管道运行安全，以减少对环境的污染和破坏。因此，我们需要对石油天然气管道的安全管理有一个全面的了解，并结合实际情况有相应的对策。文中笔者着重从五个方面论述了安全管理问题及其相应的对策。
[关键词]石油天然气管道；安全问题；对策
1.引言
石油天然气作为国家重要的能源之一，它和我们的日常工作和生活息息相关。给工业生产各方面提供重要的燃料和动力，发展前景非常好。但是在发展过程中，对于它的运行安全性也是一个不可忽视的问题，这不但关系到生产和生活的顺利高效运行，也关系到我们的财产安全和环境的不被污染。在我国经济快速发展的条件下，石油天然气已经是是我国经济发展繁荣的大动脉。它不但在城市中发展迅速，而且已经在广大的农村有了可喜的发展，这就更要求我们加强对管道运行安全的管理，不断的研发新技术克服现有的问题，并且及时的做好各项预防工作，使风险降到最低，保证安全、保护环境。
2.石油天然气管道安全管理中存在的问题
2.1管道泄漏现象
目前，我们国家正在使用的管道有百分之七十一已经达到了20年的运行时间，在这么长的使用过程中，这些管道已经有了严重的泄漏现象。这些也对我国的财产和人身安全造成了很大的损失，这一问题是否解决关系到我们的国计民生。
2.2管道的腐蚀性问题
石油天然气输送管道的发展十分迅速，这些管道中有很大一部分是钢质管道，这种类型的管道容易被腐蚀，这就会缩短管道的运行寿命，也会对管道的运行能力造成负面的影响。对石油输送管道的腐蚀最强的是土壤，电化学过程是土壤环境中最主要的腐蚀。为此，必须解决管道的易腐蚀性问题，这样才会保护管道的安全运行，减少不必要的经济损失。
2.3石油天然气管道违章占压现象较为严重
大量管道违章建筑的存在，严重影响了公司企业给管道做日常的检查、维护工作，管道违章建筑的大量存在，还有可能造成油气的泄漏，最终可能发生爆炸和群体伤亡事件。
最近几年，在政府的强力支持下，我国的管道公司实施管道该线的方法，来清除管道违章建筑，避开在人群居住集中的地区进行过度的施工建设。但是，这些措施，还没有从根本上解决管道违章问题，并且，管道建设一直在继续，新的管道违章建筑更是层出不穷。
通过以上的现象分析，我们知道管道违章建筑一定会对的财产造成损失，也会给我国社会的安全造成很严重的威胁。所以，我们一定要对管道违章建筑进行高效的监督。同时，政府部门也要和石油天然气企业进行有效的沟通，加大政府的监管力度，使企业和政府共同努力来从根本上解决这一问题。
2.4地下管道的管理缺失
天然气的输气管道特点是：输气管道口径大、输汽的距离比较长、管道的压力较高，这些特点使得管道安全问题十分的突出。而这些特点使得地下的输汽管道管理问题变得更是突出。但是。笔者经过实际的考察了解到，石油天然气的地下运输管道由于疏于管理，存在的问题更多。
2.5对环境造成不利影响
上文中我们已经详细说明了管道漏气和腐蚀性的问题，这些给管道的安全运行带来了巨大的隐患。但是，我们从另一个角度来看，管道漏气一定会对当地的空气造成不利的影响。而腐蚀性问题的存在也势必会对土壤造成污染，影响农作物的生长和自然环境。基于这些现象的存在，石油天然气管道的安全管理问题变得更为重要，任务更加的艰巨。
3.对策分析
3.1实行管道在线安全性检测
能够用在对管道安全性进行测试的方法有很多，像涡流检测法，射线检测法。可是这些方法都是对管道进行的外检测，不能对地下还在使用的管道实施在线检测。
目前，对管道的检测环境有较好适应性的技术是漏磁检测技术，既可以检测天然气管道，也可以检测油品管道，且在检测铁的损失方面也有很好的效果。与其他的检测技术相比，它有如此多的优越性。因此，它被广泛应用于管道的安全性检查上，并且其检查的结果也都是非常的准确。
3.2对管道实行阴极保护
电化学保护方法中的一种重要措施就是阴极保护。这种方法主要是对管道施加电流来，负移管道的电极电位，使金属从“原子态自发转变为离子态”的趋势减弱，这样就能完全控制土壤对管道的腐蚀。因为这一系列方法一定要在电解质中进行，所以土壤中的钢质管道非常适用这种阴极保护的方法。就现在的状况来看，防腐蚀的最好的方法就是管道本身防腐与阴极保护相结合。
3.3加大宣传教育
3.3.1石油天然气企业方面
石油天然气企业要加大宣传的力度，促使员工对严格遵守企业的各项规章制度，严格遵守国家的各项法律法规。不断加强员工的安全意识，责任意识。同时，石油天然气企业也要不断的创新自己的管理理念，既要做到发展企业，又要做到保护环境，只有在二者结合基础上的发展，才能使企业的发展和国家的发展抑制，企业才能健康快速的发展，国家的各项经济建设才会顺利实施。
3.3.2国家政府方面
我国政府应加强对石油天然气企业的宣传教育，是其了解国家关于石油天然气发展的各项法律条文，减少违规事件的发生。使企业建立起管道安全管理理念，严肃执行法律法规。
3.4全面的管理管道
地下管道大多是铺设在交通设施比较多，人口聚集的地方，加强对于地下管道的管理势在必行。石油天然气企业可以借助我国目前实施的旧城区改造工作，适时的改善和管理地下管道。及时的解决地下管道的安全缺失问题。
3.5保护管道周边环境
管道周边环境不仅会影响管道能否顺利运行，也会对周边聚集群众的生活造成或多或少的影响。因此，石油天然气企业除了配合政府做到上述四点以外，还要在铺设管道时，做一个对周边环境的调查和污染评估，以实现在损失和污染最小的情况下，完成管道的铺设。并加强对管道的各项管理。
4.结束语
石油天然气管道的安全管理问题关系到我国的国计民生，做好这项工作，必须解决好管道管理问题上存在的各种问题，只有这样，才能真正的做到管道的顺利运行，国家经济的持续发展。
摘要：石油天然气等采掘业对一国的国民经济和世界经济发展都具有举足轻重的影响。而且由于石油天然气工业生产过程的独特性，决定了其会计核算方法与一般工业有所不同。其中上游生产活动尤为特殊，现行的石油天然气会计准则也只是针对上游活动进行规范。而石油天然气上游生产活动核算最大的不同在于其分阶段成本核算。本文将对石油天然气会计阶段核算的主要特点以及我国和美国的阶段成本划分的对比进行简要分析。
关键词：石油天然气；阶段成本核算；对比分析
石油天然气作为一个国家的战略性资源，对国民经济的健康快速发展是至关重要的。而国际油价“过山车”式的震荡下跌让整个行业都处于极度紧张之中。虽然近期油价有所回升，但是以上游勘探开发为优秀的石油天然气企业的处境已然十分窘迫。从财务管理的角度来看，企业会计核算是保证企业平稳运行的有效手段。因此，本文将详细探讨上游阶段会计核算中最为关注的阶段成本核算问题。
一、中美会计核算制度的差异
我国属于矿产资源国有的国家，所以实行产量分成制度；而美国很大一部分的矿产资源是允许公民私有的，所以实行矿费制。由于资源性质与核算制度的不同，中美两国在阶段成本具体核算内容与处理方法方面还是有一些差异的。
二、阶段成本核算概述
石油工业主要由四个部分组成，分别是勘探开发，油气加工，运输储存以及销售。其中上游阶段是指勘探开发阶段，即油气生产活动阶段。阶段成本是指继续将石油天然气生产活动划分为（矿权）取得阶段、勘探阶段、开发阶段、生产阶段，每个阶段发生的成本分别是取得成本、勘探成本、开发成本和生产成本。下面将分别对这四种成本的核算方法进行详细解释说明。
三、取得成本的划分和处理
在四种成本中取得成本的核算是最为复杂的。矿区的取得成本是指为获得矿区权益而付出的代价。矿费制下，包括租赁定金和取得矿区选择权所发生的成本，以及起的过程中发生的手续费律师费等其他费用。产量分成合同下的取得成本主要包括申请取得矿区权益的成本和购买取得矿区权益的成本。但实际上，在我国石油公司的矿区权益是通过行政划拨方式取得的，即向我国国土资源部申请登记勘探区块，所以取得成本是很低的。目前国内能够取得探矿权和采矿权的也只有中石油，中石化，中海油三家公司。关于取得成本的处理也分为成果法和全部成本法两种方法。成果法是将找到探明储量的取得成本资本化，未找到探明储量的费用化。全部成本法的处理是无论是否找到探明储量都将取得成本资本化。我国石油天然气企业均采用成果法来进行成本的核算，这种方式符合“变异成果法”核算的习惯，并且也与国际上大型油气生产公司所使用的制度和方法相同。美国则采用成果发与全部成本法并用的方法。
四、勘探成本的划分和处理
石油天然气的高风险性主要体现在勘探阶段，但是勘探活动的投入和取得成果价值之间关联性较低，高风险下的单个项目其收益并不能确定。勘探成本是指为油气勘探而发生的各项支出，包括相关地质调查，地球物理勘探和钻探井所发生的各类成本。此阶段的主要目的是发现石油天然气储量，勘探成本分为非钻井勘探成本和钻井勘探成本。非钻井勘探成本在发生时直接费用化处理，计入当期损益。出对钻井勘探成本的处理取决于探井钻探完成后是否发现获得探明储量。我国与美国对勘探成本会计处理的差异与取得成本相似。
五、开发成本的划分和处理
如果石油公司在勘探阶段找到探明储量，就要对其进行开发生产。开发阶段的主要任务是建立由井和有关设施组成的生产系统，所以开发成本主要包括钻井及井的装备、相关设备与设施、辅助设施三个部分。相较于取得和勘探成本而言，开发成本的会计核算是比较简单的，所有发生在开发阶段的成本全部资本化。开发阶段钻探的是开发井，即使完井后发现时干井也要将其资本化，这是与勘探阶段的探井有所不同的地方。虽然我国和美国的会计准则中都将开发成本全部资本化，但在具体核算方面还是有所差异的。处于计算所得税的需要，美国会计准则要求要将开发成本细分为有形成本和无形成本。税务会计上，无形成本在发生当期全部费用化，可以减少应纳税所得额，而有形成本只能通过摊销逐渐费用化。我国的会计准则对于开发成本并没有这样的划分。
六、生产成本的划分和处理
开发工作完成后就可以将油气通过开发井提升至地面，也就是进入油气的生产阶段。生产阶段的主要任务第一是对井进行作业和维护，第二是将油气提升到地面，并对其进行聚集，处理加工和存储。生产阶段发生的成本支出一般是将其费用化。在美国的会计准则中，资本化的取得、勘探、开发成本的折旧、折耗和摊销并不计入生产成本，而是在报表中单独列示，但在我国的会计处理中将其作为油气的生产成本。从相关性的角度对比来看，美国的会计处理更加科学，更符合阶段成本的核算要求。
七、总结分析及建议
面对激烈的行业竞争和国际油价低迷的紧张局势，石油天然气行业的成本核算显得尤为重要。但是目前与美国完善的石油天然气会计准则相比，我国的准则还有很多需要改进的地方。但是会计准则是为本国企业使用所制定，为中国的社会主义市场经济所服务的，所以不能照搬西方国家的准则制度，需要根据我国国情，构建出适应市场经济发展的具有中国特色的油气会计体系。
摘要：石油天然气管道施工时石油天然气储运工程之中十分重要的缓解，对于其安全运行具有十分重要的作用，本文笔者从近些年的施工经验出发分析了当前石油天然气管道施工之中的相关问题以及解决措施。
关键词：石油天然气；施工；问题；措施
引言
石油天然气管道简称为油气管道，是我国的国家公共安全重要组成成分。它作为我国特种设备八大类产品之一，是我国国民经济建设的重要基础设备，更是提高人民生活质量的重要基础。在现代化的生活模式影响，民众对油气管道的要求也越来越高，最关注的问题就是运输安全问题。根据国家有关部门权威统计，我国现有油气管道约为105km。近年来随着我国同欧亚大陆桥的建通，尤其是同西伯利亚地区实现贸易互通，我国的油气管道建设进入了自改革开放之后的高峰期。因此，如何在此背景之下逐步完成对石油天然气管道的更新与保护是现阶段国家经济发展的重要课题。
1、石油管道安装施工的要求
石油管道安装工程施工技术是石油工艺中的重要过程，对于石油工艺的发展而言，石油管道的安装施工有着积极推动作用，在实际的施工过程中却对石油管道安装施工有着严格的要求。首先是安装之前的准备工作，这是最为关键的环节，在石油管道安装之前必须要进行充分的准备和研究，施工人员在安装之前应该进行管道清理，还应该认真清除管道组对焊接后可能存在的熔渣、铁屑等杂物，保证管道的清洁度。其次是施工过程中的要求，在施工过程中要考虑到石油管道安装过程中的安装位置，安装坡度以及安装走向等相关因素，并根据实际情况制定出合理的安装方式，还应该对管道进行相关质量的维护，保证在施工过程中的质量，还应该定期对石油管道进行检查维护工作，保证石油管道的安全。在进行石油管道安装施工时，要确保在构件安装过程中不将其设置在紧贴管架或者是墙壁的位置，在管道穿过构建物或者是公路等其他设施时，应该严格按照相关指标要求做好综合防护工作，防止石油管道由于受到外力影响而出现问题。
2、石油管道安装施工管理中常见质量问题
2.1、管道制作常见质量问题
不同于其它的施工，石油管道安装的过程要求十分的严格，要想严把质量关，就要一段一段的检查，每一段管道都要进行严格认真的审查。管道的安装要和设计图纸一致，对于管道的性能也要进行现场的评测，对有问题的管道要马上整改，确保管道安装具有较高质量水平。有些施工单位不按照设计图纸进行严格的施工，为了抢工期盲目的进行安装，对管道的性能测评也没有严格的标准，为石油管道安全可靠运行埋下了一定的安全和质量隐患。焊接施工常见质量问题焊接是石油管道安装过程中一个非常重要的环节，焊接质量的好坏直接影响到石油管道的安装质量水平。因此，只有严格按照国家标准及焊接施工操作规范进行施工，才能使焊接好的管道具有安全保障。但一些施工企业不按相关操作标准进行施工，对管道焊接质量没有进行实时检测，对焊缝没有进行精确的处理，焊口定位标识不清楚等，造成管道在焊接过程中存在虚连，漏焊等质量问题。影响到了管道的安全性和密闭性。防腐处理常见的质量问题管道在施工整个过程中，设计、焊接、后期防腐处理各环节紧密相关。性能测试合格后，管道要进行相应的防腐保温处理，防腐工作是管道安装质量控制的关键环节。管道埋入地下非常容易受到侵蚀，一旦发生管道侵蚀，后果将不堪设想。有些施工单位未能严把质量关，管道埋入地下遭到侵蚀，影响了管道的综合使用寿命。
2.2、阀门安装问题
在石油天然气管道的施工中，调节阀的安装位置应注意方便操作维修，必要时应设置平台；调节阀应垂直、正立安装在水平管道上，前后管道上最好有永久性支架。上、下部分应留有足够空间，以便维修时取下执行机构和阀内件及阀的下法兰和堵头；未安装阀门定位器的调节阀，最好安装指示控制信号的小型压力表。阀门在安装、试验、操作和维修各个环节中，应首先注意人员和设备的安全性。阀切断后，阀门中的压力还可保持一段时间，应有降压的安全措施，如安装放空阀或排放阀，压力波动严重的地方，应安装管线缓冲器。对蒸汽管线，应在接近调节阀的上下2端加保温。在存有毒气体、腐蚀性、高危险介质的设备之间相连的管道上，阀门不应当使用链轮操纵，应采取与设备谷口直接连接。如果没有特殊工艺要求，水平管道上的阀门，不得采取垂直向下安装，安装与水平支管上的截止阀门，应当靠近根部的水平管段进行设置，明杆式阀门在水平安装时，应考虑阀门开启时不影响人员通行，用在管道上的阀门也必须试压合格。
3、石油天然气管道施工之中的解决措施
3.1、测量放线工作
这是在交桩完成后的环节，在这一环节中需要做好准备工作，测量放线以及后期工作这三方面，并且必须要遵循整体观念到具体的原则，为了确保施工管理工作的实现，需要严格执行国家以及石油行业的相关设计标准和规范，贯彻安全原则确保管道长期安全可靠，需选择合理的石油管道走向，并处理好与现有管道的关系，应该尽量避免在不良工程地质带以及地震活动断裂带施工，在符合线路总体条件下选择合理的大中型河流放线，线路也应该避免自然保护区以及文物保护区。
3.2、石油管道挖沟工作以及事故防范
在进行开挖石油管道沟工作前，需要对图纸规定的管位进行探测，探测图纸规定的管位下方是否有其他管线或者是光缆等障碍物，还应该制定严格的安全环保措施并将责任落实到个人。然后制定出穿越障碍物的新方案，制定新方案后再进行下一步施工，另外在放线和准备所需材料环节，需要明确管道尺寸要求，在确定之后在进行管道开挖。
3.3、管道石油天然气腐蚀保护技术
石油天然气管道在运油与采油过程中出现的腐蚀形式可分为内腐蚀与外腐蚀两种。目前针对油气管道内腐蚀的独有特性主要采用加注缓蚀剂、应用内涂层或内衬管等方法，而应对外腐蚀则主要采用防腐层与阴极保护系统相结合来发挥保护作用。针对内腐蚀问题，主要采用缓蚀剂技术、内涂层技术、复合管技术。在油气管道中注入缓蚀剂主要类别有胺类、有机磷酸盐类、吗啉类、炔醇类等等，它们分子的基本化学结构是由极性基与非极性基构成。内涂层就是通过在石油天然气管道壁内部涂抹防腐层，它主要有环氧型、改进环氧型等。复合管技术则主要采用玻璃钢内衬复合管与陶瓷内衬复合管道。它们都具有很好的防腐、防垢、耐温等特性。针对外部腐蚀问题，主要采用防腐层与阴极保护结合技术。目前，国内外比较常用的防腐层主要有环氧煤沥和石油沥青等，而阴极保护的方法则主要采用排流保护等方式。对油气管的腐蚀保护不仅仅要做到对其管道腐蚀做到相应保护，还要实行相应的防护检测监控技术，其中包括环境腐蚀性检测、阴极保护效果检测等技术。所谓环境腐蚀性检测，是对土壤、地质等环境进行腐蚀性检测。环境腐蚀主要包括土壤腐蚀和杂散电流腐蚀。通过专业的手段，确定腐蚀性的单项评价参数，建立各种管道材料的徒扰腐蚀规律。对于杂散电流腐蚀，则主要采用管道对地电位的偏移量来判断影响程度。石油天然气在应对腐蚀问题时，采用多种防护方式都是有效的，但不能偏重于一方面，而忽视其他方面，因此，在油气管道腐蚀保护问题上，既要关注油气管道表面的腐蚀问题，还要关注管道内置构造不合理所引起的腐蚀，尤其是油气管道脆弱位置，如管道连接处等。
4、结语
油气管道安装工程涉及诸多环节，工序复杂，整个施工过程中存在潜在问题较多，因此对管道安装工程的施工管理十分必要。应把控原材料质量、控制施工进程、排除施工隐患，严格按照施工方案执行，保障工程质量。
摘 要 文章针对石油天然气工作环境中的仪表工作特征展开了必要的分析，并就仪表常见故障以及成因展开讨论。
关键词 石油；天然气；仪表；故障
在石油天然气的开采以及加工工业领域中，基于安全以及经济等多方面考虑，从客观上要求整个工程每一个环节的展开都需要在严密的控制之下完成，这种状况成为了石油天然气工业环境中仪表普遍运用的重要依据。仪表的这种地位和作用，要求相关工作人员必须对其工作状况给予充分的重视，唯有确保仪表体系自身的健康水平，才是切实实现整个石油天然气工业生产稳定展开的坚实基础。
1 石油天然气工作环境中的仪表工作分析
目前石油天然气工业环境中的仪表，随着信息化时代的不断深入也在自动化方面呈现出了新的趋势，与此同时另一个不容忽视的方面在于，基于仪表的数据量同样表现为显著增加的状态。这两个方面的主要发展方向，意味着在石油工业环境中，基于安全、经济以及效率的考虑，会有更多的仪表参与到对整个工业环境的监控中来，并且也必然会在数据的传输和获取方面呈现出更强的实时性特征。
想要实现对于石油天然气工作环境中的仪表故障更为高效的排除工作，首先应当进一步分析仪表的相关工作特征。首先在这个工作环境中，仪表的职责通常聚焦于温度、压力、流量以及液位四个主要方面，关注不同方面工作特征的仪表，在工作原理和故障表现方面也有很大区分。因此想要切实提升其故障排除工作的效率，提升仪表体系自身的健康水平，首先需要在日常对于仪表本身的工作原理和性能特征进行深入的学习和了解，从设计方案、设计意图一直到仪表自身的结构以及性能和参数等，都需要有所认识，唯有如此才能在故障发生的时候第一时间准确判断故障成因，用最短的时间展开维护和恢复
工作。
除此以外，对于仪表故障的监测和维护，还应当加强当前信息环境下的数据系统建设。通过数据中心强大的数据库建设以及人工智能等相关技术，加强和深入对于仪表反馈数据的分析和理解，能够帮助工作人员在第一时间发现仪表体系中的故障表现，并且以历史数据以及其他横向对比数据作为支持依据，帮助实现决策分析。数据系统的不断完善，本身就是发现仪表故障以及潜在故障能力提升的重要手段，必须坚持，才能取得良好效果。
最后，一个不容忽视的方面在于专业故障排除以及维护工作团队的构建。对仪表体统内部相关知识更为熟悉的工作队伍，在面对故障的时候必然能够表现突出，这对于降低故障对系统本身的损害有着积极意义。在实际工作中可以考虑为相关工作人员群组建立起能够有效和自由沟通的平台，不仅仅是在网络中，而且应当考虑在现实中建立起合适的环境供维护和检修工作人员进行沟通，确保相关故障知识能够有效高速实现流通，唯有如此才是从人员的层面实现对于仪表系统的有力保障塑造。
2 仪表常见故障分析
通过对于石油天然气工业环境中的仪表体系特征分析，可以发现加强对于支持系统的构建能够有效帮助提升仪表体系的整体健康水平，并且对于故障发生后的快速有效排除以及工作恢复都存在毋庸置疑的积极价值。但是与此同事，也必须对不同工作特征的仪表常见故障有更为深刻的认识和了解，唯有如此才是切实实现快速故障排除的有力保障。
总结而言，油气田工作环境中的仪表系统故障特征，可以基于仪表自身属性划分为如下四个主要方面：
2.1 温度控制仪表系统故障分析
对于温度控制仪表而言，通常多采用电动仪表实现测量、指示以及控制，并且此类仪表的测量通常表现出较为明显的时间滞后特征。对于这一类仪表而言，如果其示值突然表示为极值，或者出现陡然的波动，都标示着仪表可能发生故障。因为对于油气田生产工作环境而言，通常的温度都会保持相对的稳定。对于突然指示极值的仪表，应当重点考虑是否存在有热电偶、热电阻、补偿导线断线或变送器放大器失灵等故障状况发生；而对于示值较大幅度波动或者快速震荡的状况，则应当在相关参数设置以及人员操作确认无误的基础之上，重点考虑仪表控制系统本身是否出现故障。
2.2 压力控制仪表系统故障分析
相对而言，压力控制仪表系统所面临的故障问题会相对简单，通常的表现有两种，其一为仪表示值出现快速震荡波动，其二则是出现死线。对于震荡表现的故障而言，首先应当检查工艺操作是否存在变化，在此基础上考虑PID参数是否存在不适用的情况。二对于出现死线的状况，通常故障会聚集在压力测量系统中，可以首先检查测量引压导管系统是否有堵的现象，其次则应当考察压力变送器输出系统有无变化，以及在控制器测量指示系统是否健康。
2.3 流量控制仪表系统故障分析
流量控制仪表对于石油天然气工业环境而言相对重要，相关的故障情况也相对复杂。当流量控制仪表系统指示值达到最小时，首先需要展开对于现场检测仪表的确认，并且通过检查调节阀开度来确定故障所在位置。如果现场检测仪表指示同样最小，调节阀开度正常，则应当考虑故障是否存在于系统压力不够、系统管路堵塞、泵不上量、介质结晶、操作不当等环节中。如果故障存在于仪表方面，则需要考察孔板差压流量计是否存在正压引压导管阻塞、差压变送器正压室泄漏、机械式流量计是否存在齿轮卡死等问题。而当流量控制仪表和检测仪表均示值最大的时候，可以手动控制调节阀来通过流量变化确定故障是否源于工艺操作。
2.4 液位控制仪表系统故障分析
液位控制仪表系统故障的时候，首先应当检查检测仪表状况，当检测仪表正常的时候，可以更改为手动控制来查看状况。如果手动控制仍然无法稳定液位，则应当确认为工艺故障。当液位控制系统和现场直读式指示仪表不一致的时候，需要在确定现场仪表正常的前提下对差压式液位仪表的负压导压管封液进行检查，确保不存在渗漏，并且依据实际情况对仪表的负迁移量进行确认和纠正。而对于液位控制仪表系统示值波动严重的时候，则需要先分析液面控制对象容量大小，并且区分对待究竟是仪表故障还是工艺引发。
3 结论
在石油天然气工业环境中，仪表工作的正常与否直接关系到整个工业环境的安全和效率，并且间接影响到组织的经济利益，因此需要引起格外的重视。在实际工作中，还应当加强对于仪表系统工作状态和特征的总结，才能在故障发生的时候在最短时间内做出正确判断，有力支持工业工作的进一步展开。
摘要：目前，对于我们国家的的能源现状来看，正处于发展的鼎盛时期，但是管道的腐蚀问题必须引起人们的足够重视，成为一项亟待解决的问题。因为，管道是否被腐蚀，直接影响着管道是否具有较长的使用寿命。但是，随着使用年限的不断增长，我们国家的油气输送管道已经步入“中老年期”，这就为很多事故的发生埋下了祸根，存在安全隐患。可见，在推动能源事业快速发展的今天，必须注重能源管道的防腐问题，采取适当的防护措施。在本文中，笔者结合自身多年的工作经验，对常见的造成油气管道腐蚀的因素进行了分析，并且提出了与之相对应的防护措施，意在为日后的防腐工作的全面展开提供行动指南。
关键词：石油天然气；管道腐蚀；防护措施；分析
近来，油气长输管道网络逐渐形成，这就促进了我国的油气输送事业的繁荣发展。但是，在这个过程中，难免会出现各种各样的事故问题，而且事故出现的频率在不断加大。究其原因，可发现这主要是由于管道被腐蚀所造成的。基于我国目前光明的管道也发展前景来看，管道被腐蚀的问题时有发生，这就将有效解决管道安全问题提到议事日程上来，而且是一项亟待解决的问题。此时，我们必须意识到只有寻找到合理的防护措施，才能够有效提高管道质量，延长管道使用寿命。因此，涉及到天然气管道的使用时，必须对管道进行定期检查，及时找到已经被腐蚀的区域以及其腐蚀程度，通过对被腐蚀处进行适当的维修，并施加合理的防腐措施，运用恰当的防腐与检测技术，有效解决石油管道的腐蚀问题。
一、致使石油天然气管道腐蚀的因素分析
油气管道一般是钢制管道，常被埋于地下，这就不可避免地受到各种因素的影响，造成管道腐蚀。例如胺类、吗啉类等都是造成管道被腐蚀的罪魁祸首。它们具有共同的特征，即其分子都是由极性基和非极性基组合而成。总结一下引发管道被腐蚀的因素，可以分为如下四种：1、管道一般是钢制的，因此钢制材料的制造工艺对于管道的使用寿命存在很大的影响。2、管道一般被深埋于地下，因此难免会受到环境中的各种物质的腐蚀。3.、没有对管道采取合理的防护措施。4、管道的应力水平存在差异，对外界环境的变化具有不同的抵抗力，因此被腐蚀程度自然存在差异。
（一）钢制材料的制造工艺的影响
管道一般是钢制的，因此钢制材料的制造工艺对于管道的使用寿命存在很大的影响，这就为管道腐蚀埋下了祸根。钢材一般是金属材料，且金属一般受到温度和湿度的影响很大，因此极易被腐蚀。研究钢管的制造工艺，我们可以发现，微晶结构是钢管制作工艺中最常用的，但是微晶结构对外界环境的要求是很高的，不能允许钢材表面出现缺陷，否则将会继续引发严重的腐蚀开裂问题，更甚至是一发不可收拾。因此，钢材制作过程中的所使用的材料以及所使用的制造工艺，都会对钢管的使用寿命产生影响，造成不可避免的腐蚀。
（二）管道所处的地下环境使发生腐蚀成为可能
管道一般被深埋于地下，因此难免会受到环境中的各种物质的腐蚀。综合对管道造成的腐蚀的因素，我们可以发现除了土壤之外，还包括细菌和杂散电流。土壤其实是一种常见的胶质体，以固液气三种形式存在，其空隙中饱含水分和空气。土壤对管道存在很大的腐蚀作用，这主要是由于在水的作用下，土壤产生了大量的离子，这些离子可以自由移动，可以导电。金属材质一般存在电化学特质，但是这种特质却不是均匀存在的，再加上土壤的理化性质的不均匀性，共同促成了土壤较强的腐蚀作用。对于交流杂散电流，可以与二次感应电流进行叠加，这就构成了电化学电池，并且存在于管道表面。虽然，这种腐蚀的作用力不是很强，但是其集中腐蚀性却是不容小觑的，必须引起足够的重视，采取适当的防腐措施。
（三）管道应力水平对于外界影响的抵抗差异
在管道运行的时候，输送压力会对管道造成一定的影响，同时也存在压力波动的影响，这就出现了所谓的应力腐蚀。应力腐蚀主要是由于压力过大对管道造成了较大的应力，导致管道破裂，而且这些裂痕会受到应力的冲击，继续扩大，形成恶性循环，最终造成管道腐蚀。此时，管道存在不用的应力水平，对于应力不能够做出均衡的抵抗。显然，抵抗力强的，就不会出现太多裂痕。反之，抵抗力弱的，就有可能出现严重额应力腐蚀现象。
二、石油天然气管线的腐蚀控制
为了对天然气管道进行有效防护，我们可以采取以下措施：选用具有较强抗腐蚀能力的材料，添加保护涂层，添加适当的缓蚀剂。通过采用合理的电化学方式对管道进行有效保护，并且尽可能地为管道提供一个事=适宜的环境。在本文中，就重点论述了腐蚀控制的具体措施。目前，最为常用的管道外反腐措施是施加阴极保护法，并配合施加涂层保护，这两种方式可以互相补充，在较低的成本下，获取较好的防腐蚀效果，保证防腐工作的经济性、安全性和合理性。为此，这种联合使用的防腐措施已经广泛被发达国家所采用，并发展成为防腐的法规。
（一）管道的阴极保护技术
如果对深埋于地下的管道进行涂层保护，那么就会将管道与外界环境隔离开，这就可以有效避免管道被土壤所腐蚀，这就可以增大金属腐蚀的回路电阻，极大地降低了腐蚀电流，最终起到较好的防腐效果。但是，我们必须注意，在进行管道运输或者是施工时，难免会对涂层造成一定的损坏，此时就出现了腐蚀电池，而且电池呈现小阳极/大阴极的状态，这就会带来较大密度的腐蚀电流，大大加快了管道被腐蚀的速度。因此，仅采用涂层保护是不可能达到理想的腐蚀效果的。通过研究电化学腐蚀的原理，我们可以发现如果把金属变成阴极，那么就可以对管道进行有效防护，这就是所谓的阴极保护法。因此，如果施加一个辅助的阳极，那么就可以在管道中通直流电，对管道进行有效保护。通过这种的方法，可以为管道施加较大的阴极极化电流，这就削弱了涂层破坏处的腐蚀程度。目前，投入了大量资金来对管道进行有效的防腐保护，约占总资金的1%左右，这就可以很好地对管道进行防腐保护。而且，我们国家以已经于1984年，将阴极保护纳入法律，意在有效防止管道被腐蚀，延长管道的使用寿命。
（二）外涂层技术
通过为管道施加外涂层，可以将管道与外界环境隔离开，这是一种基本的防腐手段。目前，管道运输已经成为一种重要的输送油气的方式，而且输送的距离不断延长，范围逐渐扩大，涉及沙漠、沼泽、冻土甚至是海洋，而且输送的介质逐渐多样化，这就为防腐工作的开展提出了更高的要求。化学的工业迅速发展，为防腐工作的进步提供了可能，而且很多新材料与工艺的出现，也为防腐事业的发展提供了更多的机遇。以前那种采用单一的沥青进行防腐的时代已经过去，逐渐转变为采用高分子或者是复合材料进行防腐的时代，这就使得管道可以在更为苛刻的环境中存在，不那么容易被腐蚀，使用寿命被延长。
1.管道外涂层的选择原则
如果要为管道涂一层外防腐层，就要基于这种技术是否可行来做出正确的选择，其他因素都是在这一前提下实现的。所谓技术的可行性主要包括以下两方面：
（1）满足管线的运行要求
涂层的使用必须满足管线的运行要去，也就是指防腐层在管道的设计年限之内不恩能够失效。管线在运行的时候，难免会受到环境因素的影响，使防腐层遭受不同程度破坏。例如，防腐层有可能与土壤发生相互错动，这就使得防腐层在剪切力的作用下被破坏。除此之外，土壤中存在的硬物也可能会对防腐层造成损坏，再加上植物根茎的破坏力也是极大的。防腐层与钢管的热行为不同，在加上阴极保护引发的剥离作用，都会对涂层造成较大损坏。目前，管道中输送的物质以及趋于多样化，防腐层如果不能很好地适应，就可能被损坏、老化、最终失去其原有的保护作用。可见，在位管线选择图层的时候，图层对与运输介质的适应性是首先要考虑的，进而在优化方案，力争取得良好的防腐效果。
（2）满足环境及施工工艺条件的要求
①防腐层必须具备足够好的硬度，并且抗冲击能力要足够大、耐磨，这有这样的防腐层才能够符合管道涂层的硬性要求，适应一切硬物的碰撞、土壤的腐蚀等状况。
②防腐层必须具有足够好的耐候性，这样就可以在整个管道的施工周期内都表现出良好的适应能力，避免大气层的变化对其造成破坏。
③还必须为防腐材料准备好与之相适应的补口或者是补伤材料，这样才能够保证涂层材料被长期使用，发挥其有效的防腐作用。
④防腐层必须环保，不能出现污染环境的现象。
所谓施工工艺的可实现性是指，不仅要对材料自身的性能给予充分的而考虑，而且要使之尽可能地符合施工工艺的要求，保证施工工艺得以顺利实现。如果所选择的防腐层的性能比较好，那么就要选择与之相适应的较为成熟的施工技术。我们国家目前使用较多的是三层PE， FBE， 煤焦油瓷漆等，而且选择了符合国家水平的与之相适应的较为先进的施工技术。
经济合理性也是进行选择时需要考虑的重要因素之一，即在满足同样的施工要求时，如果可以选择多个可行的技术方案，那么就要优选经济合理的方案。对于经济合理性，需要从以下两个方面来认识：第一，如果某管道不宜维修，但是又需要长时间使用，那么就要首先考虑其维修费用的高低。反之，如果某管道易于维修，而且不必使用过长时间，那么就要适当节约投资。管线一般都是长距离的，因此需要经过很多不同的地质单元，此时需要不断变换运行参数，那么此时就需要不同的防腐层来进行防护，但是也不宜分成太多段，否则将会为组织的有效管理增大难度。而且，不同的防腐层所需费用不同，那么就大大增多了防腐工程费用，而且很难选择与每种防腐材料都相配伍的补口材料。除此之外，也增大设计阴极保护的难度，因为这需要考虑不同材料的绝缘电阻的影响。
环境保护法制化的出现，也为管道施工提出了更高的要求，尤其是人口密集区，更不允许防腐层对环境造成任何污染。
2.管道常用外涂层
（1）熔结环氧粉末（FBE）防腐层
环氧粉末是一种常用的防腐层，属于热固性材料。在使用时，只要先将钢管预热，然后将环氧粉末以静电喷涂的方式，涂在钢管上。此时，管壁就会散发出大量的热，将环氧粉末熔结，最终使之很好地固定于管壁表面。这种材料的主要优点就是；能够很好地粘结于钢铁表面，对于剥离具有较强的抵抗力，而且很难遭受土壤应力的破坏，不污染环境。同时，这种材料也存在一定的缺点，即涂层一般比较薄，不能够经受较大的冲击力，易被外界硬物多划伤，最重要的是这种材料不能够长时间接受紫外线照射，且耐水性较差。综合考虑，环氧粉末的优点和缺点，再根据施工周期对防腐材料进行适当的选择，保证其露置时间在2个月以内，否则就要采取适当的遮盖措施对其进行保护。
因此，这种防腐材料一般用于环境较为苛刻的情况下。
（2）双层环氧粉末防腐层
双层环氧粉末是指，在环氧粉末的表面再涂一层经过聚烯烃改性过的环氧粉末。这种双层环氧粉末能够有效增强水汽渗透率，并且可以承受较大的冲击力。其具体的涂敷工艺是指：在内层环氧粉末发生胶化的时候，在其表面涂一层环氧粉末，这项涂敷工艺对于工艺参数的要求比较高。这种防腐材料的优点包括：能够有效防水、具备较好的机械性能、对冲击力的抵抗能力较强，耐磨。但是，它同时具备一些缺点，例如：造价昂贵、没有在大口径管线施工中得到广泛应用。这种防腐材料一般能够很好地适应各种土壤，但是其昂贵的造价限制了其广泛应用。
（3）煤焦油瓷漆防腐层
煤焦油瓷漆的涂敷工艺相对比较复杂。这种材料的优点包括：具有较强的化学稳定性、能够经受外界环境的腐蚀，一般不会被植物根茎所穿透，更不易被微生物所侵蚀。但是，这种材料也存在明显的缺陷，主要包括：很难抵抗土壤应力的破坏以及外界硬物的损坏。在高温环境下，这种材料比较容易软化，在低温环境下，因为太脆而易折断。因此，这种材料既不适合热带也不适合寒带，对环境的适应能力较弱。因此，这种煤焦油瓷漆防腐层一般适应于温度适宜、机械强度低、腐蚀性强的环境中，但是一般不会在人口密集区使用。
（4）石油沥青防腐层
石油沥青是以石油蒸馏残物为原料制得的。其涂敷工艺为通过热浇涂的方式来缠绕玻璃纤维。这种材料的优点包括：能够很好地与防腐层相结合，高化学稳定性，价格相对比较低廉等，已经经过了很长时间的使用。但是，这种材料缺乏较强的耐土壤应力，且对环境具有较大的污染，因此并不被发达国家所看好。
三、石油天然气管线防腐层技术的发展趋势
目前，在国外被广泛采用的管道昂富材料主要包括：FBE、PE以及石油沥青等，再加上目前得到发展迅速的多层复合涂层等。根据调查显示，FBE具有较好的理化性能，而且对温度的适应呢给力比较强，成为世界首选管道涂敷材料。随着社会的发展以及科技的进步，煤焦油瓷漆的地位也逐渐下滑，用量不断减少，尤其是在新建管道中的用量更是不理想。挤出PE在国外应用较为广泛，但是其较差的温度适应能力限制了其广泛应用。石油沥青的用量很不稳定，在发达国家早就不被看好，只是勉强被第三世界国家所使用。
早些年，对于我们国家的管道而言，使用的全是石油沥青加玻璃布的结构。对着社会的不断发展和科技的不断进步，大量的新材料和新技术涌现出来，我们国家也开始尝试使用国外的涂层与技术。目前，我们国家的防腐涂层技术已经相对比较前沿，与世界先进水平相差无几，而且将会伴随着我国的管道事业一起成长，逐渐被完善。我们国家积极发展基础理论，研究新颖的检测方法，力争将管道腐蚀问题扼杀在摇篮之中，同时对已经出现的管道腐蚀问题及时补救，以促进我国的管道防腐蚀事业长远发展，为能源事业更好地发展提供保障。
四、结束语
管道输送具有明显的优势，成本相对比较低廉，而且效率高，对于各种地域都表现出了较强的适应能力。因此，管道输送具有较好的发展前景。但是，管道腐蚀问题依然不容小觑，因为这个过程受到外界环境的影响较大，十分错综复杂。因此，必须寻找的途径保障管道不被腐蚀，为安全保障提供更大的可能性。在推动能源事业快速发展的今天，必须注重能源管道的防腐问题，采取适当的防护措施。本文针对多年施工工作经验，对常见的造成油气管道腐蚀的因素进行了分析，并且提出了与之相对应的防护措施，意在为日后的防腐工作的全面展开提供行动指南。我们国家也做了相应的努力，积极发展基础理论，研究新颖的检测方法，力争将管道腐蚀问题扼杀在摇篮之中，同时对已经出现的管道腐蚀问题及时补救，以促进我国的管道防腐蚀事业长远发展，为能源事业更好地发展奠定基础。
作者简介
郑瑜，男（1977.03―），河南安阳人，中石化天然气川气东送管道分公司，在职研究生，中级职称，研究方向：长输管道自动控制。
内容提要：
随着我国油气管道事业的蓬勃发展，油气管道的腐蚀与防护问题越来越受到人们的重视。长输天然气管道主要采用的阴极保护措施为强制电流保护法，阴极保护日常的维护维修成本上升成为日常管道保护的重要课题。
本文详细阐述了长输天然气管道阴极保护常见问题分析和处理。
主题词：腐蚀阴极保护问题分析处理
1.阴极保护原理简介
外部电源通过埋地的辅助阳极、将保护电流引入地下，通过土壤提供给被保护金属，被保护金属在大地中仍为阴极，其表面只发生还原反应，不会再发生金属离子化的氧化反应，腐蚀受到抑制。而辅助阳极表面则发生丢电子氧化反应。因此，辅助阳极本身存在消耗。
强制电流阴极保护驱动电压高，输出电流大，有效保护范围广，适用于被保护面积大的长距离、大口径管道。也是目前新投用油气管线所采用的阴极保护方式。
2.阴极保护站设备及常见问题处理
2.1恒电位仪常见故障排除
序号 故障现场 原因 处理方法
1 开机无输出，指示灯不亮，数字面板表不显示。 ⑴电源开路
⑵输入保险管断或稳压电源变压器保险管断。 ⑴查输入电源并重新接好。
⑵更换保险管。
2 输出电流、输出电压突然变小，仪器本身“自检”正常。 参比失效或参比井土壤干燥或零位接阴线断。 更换参比、重埋参比或接好零位接阴线。
3 输出电流突然增大，恒电位仪正常。 ⑴水或土壤潮气使阳极电阻降低。
⑵与未保护管线接触
⑶绝缘法兰两边管道搭接。 ⑴可以暂时不改变装置，夏季季电阻会回升。
⑵对未保护管线采取措施
⑶对绝缘法兰处不正常搭接进行处理。
4 无电压、电流输出，“保护电位”比“控制电位”高，声光报警20S后切换到恒电流工作。“自检”正常。 ⑴参比电极断线。
⑵参比电极损坏。
⑶预控值电位比自然电位低或太接近自然电位。 ⑴更换参比。
⑵更换参比。
⑶适当抬高预控值电位―在机后串接一个电阻
5 输出电压变大，输出电流变小，恒电位仪正常。 ⑴阳极损耗。
⑵阳极床土壤干燥或发生“气阻”。 ⑴更换阳极
⑵夏季定期对阳极床注水。
6 有输出电压，无输出电流，声光报警20S后转入恒电流状态，恒电流也无法工作，仪器“自检”正常。 一般是现场阳极电缆开路, 不排除阴极线被人为破坏。 重新接线。
7 故障现象同上，但仪器“自检”也不正常。 机内输出保险管熔断。 更换保险管。
8 仪器无法输出额定电流，到某一电流值仪器报警，“控制”电位比“保护”电位高,20S后转到恒流工作。 ⑴限流值太小。
⑵限流环节故障：反向放大器IC6、IC7坏。 ⑴调节比较板有关参数将限流值放宽
⑵更换IC6、IC7
9 输出电流、输出电压最大，电位显示“１”（满载）报警20S后，转入恒流。 现场和控制电位偏差超过5mv，比较器IC1坏或阻抗变换器IC9坏。 更换比较板上的IC1或IC9
2.2交流CBZ－3/B型阴极保护控制台典型故障排查
现象：控制台在工作挡工作时恒电位仪输出变化剧烈，保护电位从0.9V到1.8V间断变化，一段时间后，仪器自动切换到恒流工作状态，持续一段时间后自动切换回恒电位状态，恒电位仪输出又剧烈变化，开另一台机出现同样现象。
排查：从控制台后接线板上拆下远控通断“＋”、“－”两线，用万用表测量无远控信号。恒电位仪开“自检”正常，短接控制台场效应开关管V8，恒电位仪可在自动挡正常工作。
判断：控制台出现故障。
检修：经查时间控制板D5外控隔离模块和D1晶振4060同时损坏，更换这两个模块后故障消除。
2.3辅助阳极常见问题及处理
按照规范要求阳极地床接地电阻应小于1欧姆，如果恒电位仪运行时输出电压与电流之比明显加大，即输出电压很大，而输出电流很小，说明输出回路电阻加大了。如果阳极电缆与恒电位仪、阳极地床间接触良好，说明阳极地床接地电阻较高，可在地床附近浇水降阻，验证，不合格应从新埋设。
2.4参比电极常见问题及处理
如果发现通过长效参比电极所测的电位与便携式参比电极所测的电位有很大偏差或恒电位仪的“保护电位”比“控制电位”高，说明长效参比电极内CUSO4溶液流空或参比电极接线断路，应立即更换。应定期向参比电极井内注水，保证参比电极与土壤接触良好。
2.5 RTU阀室、场站内阴极保护设备及常见问题处理
2.5.1电位传送器典型故障维护介绍
（1）远传显示的管道电位与实际值E有较大偏差或无显示。
首先用数字电压表接在“管地电位输入”接线端子两端，测得的管道电位的实际值为E，然后用电流表串接“电位信号输出”接线端上测得的电流值经换算后与电压值E相等，说明电位传送器工作正常，问题出在电位传送器与RTU间的接线、RTU、通信及接受器上，请相关人员检修。
若用数字电压表接在“管地电位输入”接线端子两端，测得电压值为E，然后把管地电位输入的（+、-）从接线端子上拆下，测量两端电压为E1（E远小于E1）。要检查电位传送器内接地端的压敏电阻、放电管是否短路，造成阴保电流在进入电位传送器后从接地端流失，如果是要立即更换（100＃阀室的例子）。此现象多发生在雷雨过后，雷雨后要及时对电位传送器进行检修维护。
（2）远传显示的管道电位值抖动
若抖动幅度较小、频率较快，多是由于并在“电位信号输出”接线端上300µ滤波电容损坏造成的，应及时更换。
若振幅较大（达几百毫伏），多是由于该处管道受到杂散电流干扰，造成管道电位波动。如果杂散电流影响到阴极保护效果，应及时组织排流。
2.5.2避雷器常见问题及处理
从远传显示得知或在测试时发现参比对管道电位明显变化，未达到保护值，而参比对接地极的电位接近参比对管道电位，当拆下避雷器，用万用表电阻蜂鸣档测避雷器两端的电阻，若蜂鸣器鸣响、避雷器电阻接近零，说明避雷器已经短路，要立即更换。
2.5.3接地电池
保护器也可采用接地电池，它是由平行靠近的一对牺牲阳极棒组成，中间用绝缘垫块隔开周围用介质充填，用两根与绝缘接头两端的管道分别连接的VV-0.6/11×16mm2电缆，通过测试桩短接片与双根阳极棒的引出电缆分别相连。
如西气东输管道采用的接地电池是锌阳极材料的，这种阳极材料的开路电位为-1.05V，相对于钢铁的有效电位差小，只有0.2～0.25V，锌阳极的消耗率为11kg/A.n。
根据这种接地电池的特点，若发现接地电池测试桩处的保护端电位较平常明显降低，非保护端电位却升高。而当拆开接地电池与管道的连接片后测量，如果管道保护端的电位恢复到正常保护值，接地电池的电位降为―0.9V以下，非保护端电位为自然电位，说明接地电池失效，应立即更换；若接地电池电位为-1.05V,保护端和非保护端的电位值正常，可能是接地电池短路，应立即维护。
4.总结
由于长输天然气管道阴极保护系统点多、线长，给阴极保护效果判断、故障分析处理带来困难，故掌握科学分析、判别的方法是必要的。这样会大大缩短故障判别和处理时间，还会节约大量费用。近几年新投用的极保护系统自动化程度较高，要按照规定的要求对阴极保护系统进行检查、维护；要仔细排查故障隐患，及时整改；尤其是雷雨过后要及时检查、维护，确保阴极保护率达到100％，提高管道的防腐效果，延长管道使用寿命，进一步保障石油天然气管道输配系统的安全平稳运行。
摘要：随着石油天然气的开采，大部分石油和天然气管道的运行时间都比较长，近几年，国家大力发展石油天然气能源，石油天然气的使用量与运输量也随之增加，久而久之，在石油和天然气管道的运输中会出现很多的安全问题，本文主要探讨了一下石油和天然气管道在运行中常见的安全问题，以及相应的处理措施，以供参考。
关键词：石油天然气 管道运输 安全问题
前言
石油，天然气在运输过程中需要大量的运输管道。一方面长距离运输石油天然气的管道具有管径大、运距长、压力高和输量大的特点，管道包括管线、站场、通信、防腐设施等附属设施，是个复杂的系统工程。管道内被输送的石油，天然气具有易燃、易爆等特性，管道一旦发生泄漏或破坏，很可能引发火灾、爆炸事故，造成人民生命财产的巨大损失，给公共卫生和环境保护带来较长时间的负面影响。
一、天然气管道运输中存在的不安全因素
1、天然气管道的腐蚀
管道的腐蚀风险是研究人员有待解决的安全问题，数据统计，全国约70％的石油和99％的天燃气输送都是彩用管道运输的，全国二十多个省市和南海、渤海、黄海等广大海域遍及石油天然气管道，很多地方的管道服役年限较长，其中约60％的管道服役时间超过20年，在我国东部、北部的老油田，有的管网服役运行已超30多年。这些管网建设时间早，当时设计标准比较低、管道的本质缺陷也较多，老化相当严重，导致腐蚀现象频频发生。
2、天然气管道焊缝开裂
当前我们在环形焊缝的技术上依然存在着诸如熔蚀、未焊透、错边等待缺陷这些都是由于技术原因造成的，正是由于这些缺陷的存在就使得我们的管道在焊缝方面还存在有很多的薄弱环节，而这些薄弱的环节就很容易导致管道开裂的问题，这就要求我们努力提高焊接技术，以最大限度的降低由这些原因造成的天然气泄漏发生的几率。
3、违章现象严重，施工不规范
考虑到实际的因素，管道通过的地方一般都是大多远离城镇的荒芜地段，但随着现代社会建设脚步的加快和经济建设的飞速发展，一些地方在城镇的规划建设中就忽视了对管道安全运行的影响。我们的一些地方政府在管道运行方面的知识储备严重不足，不能充分的认识到破坏管道和占压后果的严重性，对很多违章占压管线的行为管理措施不到位:另一方面，我们的一些施工单位在动工之前没有征得管道运营方面的审核和统一，就擅自的动用机械铲、机械锤，野蛮施工，对运输管道造成了严重的破坏。
4、天然气管道的安全监管体制及法制不健全
目前我国在制定天然气管道安全管理方面还很不成熟，还存在有很多不合理和不完备的地方，甚至和某些法律条文存有冲突，与相关的法律法规连接不紧密，在很多的方面还存有漏洞，因此，当前加强和完善相关的法律法规的政策法规已经是刻不容缓的事情了。
二、石油天然气管道的保护措施
1、提高管道材料的质量
监督管道材料的质量直接影响石油天然气管道的安全水平。因此，在计算管道强度的时候，要对管道的载荷分布进行全面分析，选取合理的强度设计系数，正确计算管道的强度、刚度等参数，从而选定能够满足设计要求的管道材料和管壁厚度。在施工前，监督管理人员要按照设计要求，严格检查管道材料，并对各种材料进行质量评估，防止施工单位采用劣质材料进行施工。另外，检测人员可以借助专业的检测仪器，按照检测标准，对所有管道逐一检测，保证所有管道符合要求。同时在设计上，针对特殊地理环境如洼地、盐碱地、山地、海岸等环境，应采取防腐、固定、防护等强化措施。
2、 石油天然气管道腐蚀防护措施
（1）涂层防护。涂层防护已经被广泛应用于石油天然气管道腐蚀控制中。通过涂层把土壤与管道金属基体隔离开来，避免管材金属发生化学反应，同时涂层还可以为附加阴极保护的实施提供必要的绝缘条件。现在常用的涂层防护主要有：三层聚乙烯/聚丙烯涂层和环氧粉末涂层等。其中，三层聚乙烯/聚丙烯涂层属于复合涂层。三层涂层系统分为聚烯烃外护层、粘结剂中间层和环氧粉末底层，具有良好的粘结性、抗阴极剥离性、机械性能、防蚀性能、抗渗透性和绝缘性能，因此可以广泛应用于环境恶劣且防腐蚀性要求高的地方。虽然三层涂层具有很多优点，但也存在一些缺点，如三层涂层的施工工艺非常复杂，在涂有三层涂层的管道上进行焊接，焊缝处容易形成空鼓等。热输管道的防腐标准要求要比普通管道更高。
（2）阴极保护。阴极保护在我
国已经有50年的发展历史，它通常是作为一种附加保护的方式存在。涂有防护层的管道在运输、装配过程中容易出现涂层破损现象，如果不加处理，破损处的管道金属容易发生腐蚀。这时采用阴极保护，就可以对破损处的管道金属提供防蚀保护。阴极保护不会干扰管道附近的地下金属构筑物，并且具有施工简单，安装工作量小等优点，同时能防止杂散电流对石油天然气管道的干扰。
（3）缓蚀剂防护。缓蚀剂防护是指，在腐蚀环境中添加少量特殊物质以阻止或减缓管道金属的腐蚀速度。缓蚀剂防护具有投资少，操作简单，使用方便，见效快等优点，具有广阔的发展前景。缓蚀剂利用自身极性基团的吸附作用，吸附于管道金属的表面。这样，一方面由于缓蚀剂吸附于管道金属表面，改变了金属表面的界面性质和电荷状态，增加了腐蚀反应的活化能，降低了腐蚀速度；另一方面，缓蚀剂上的非极性基团可以形成一层疏水性保护膜，覆盖在金属表面，疏水性保护膜能有效减缓与腐蚀反应相关的物质和电荷的转移，降低腐蚀速度，保护管道金属。
3、引进管道完整性管理
管道完整性管理以保证管道的经济安全运行为优秀目标，对影响管道完整性的各种潜在因素进行综合的、一体化的管理。在事故发生前，就对管道进行检测和评估，预先制定修复维护计划，是有计划的修复和主动应对。使管道管理标准化、程序化、科学化、规范化。已成为当前最为认可的管道安全管理模式。管道完整性管理的要求始终贯穿于管道设计、施工、运营、维护、检修的全过程，是一个连续的、循环进行的管道监控管理过程，综合运用可靠性分析、风险评估、管道内外检测以及数据与信息管理等多项技术，对管道进行多元的动态管理。需要很多支持技术。管道完整性管理可以解决三个问题：通过管道完整性管理，识别和确认管道高风险因素，有针对性地制定风险控制计划，减少事故的发生；通过管道完整性管理，对管道的薄弱环节进行检测评估和维修，保持管道状态的完好，能够整体延长管道的使用寿命；如果管道出现事故，通过管道完整性管理的专家决策系统和地理信息系统（GIS）等技术平台，能够最快最有效地做出抢修决策和方案，使损失降到最低程度。
4、加强对管道的保护宣传力度
我们的管道企业的工作人员应积极配合当地政府大力开展群众性的宣传教育活动，使我们的广大人民群众提高对管道设施安全的法制意识和安全性，加大对管道的保护工作，同时我们还必须加强自身的对管道的检查检测能力，要能够及时的发现和整改安全隐患，相信通过我们自身的努力再加上全社会的共同关注和大力配合，天然气管道一定能够实现平稳安全的运行。
结束语
总之，对于事故隐患要做到及时发现及时整，要坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，完善规章制度，促进相关单位依法、科学、超前进行安全管理。只有在全社会共同努力下，才能够实现石油天然气管道运输的安全进行，才能促进石油天然气管道运输和道路运输企业的安全发展和可持续发展。让石油天然气更好地造福人类。
[摘要] 油气定价方式是油气行业竞争环境的主要影响因素，定价方式的改变将显著改变油气企业的收益。假设政府通过选择三种油气定价方式（市场竞争形成价格、价格绝对固定、价格相对固定）改变油气行业竞争环境，对双寡头企业在每种价格条件下的新市场和成熟市场进行管道共建共享博弈分析，结果表明：市场竞争形成价格条件下的新市场和成熟市场，企业之间均能够实现管道共建共享；价格绝对固定条件下的新市场，企业之间能够实现管道共建共享，成熟市场则需要进一步考虑企业进入市场的成本和收益；价格相对固定条件下的新市场和成熟市场，企业之间均不能够实现管道共建共享。因此，推进油气价格的市场化改革，发挥市场在油气资源配置中的基础性作用，可以有效解决当前管道重复建设问题。
[关键词] 油气价格市场化改革；油气定价方式；石油天然气管道；共建共享；博弈分析
一、引言
中国正迎来管道建设大发展、大跨越的新时期，但中国早已存在的管道重复建设问题却愈加严重。导致管道重复建设的原因，业内普遍认为有两点：业主制管道建设模式和多元化的管道投资主体各自为政。其解决方案多为政府对管道进行集中管理，主要通过集中管道管理权或推行管道独立来进行集中管理。这一思想由来已久。早在2002年，原国务院体改办体改所就提交了《长距离管输与城市配气监管框架研究》的报告，报告中提出“管”“气”分离、设立机构监管的建议。2013年，国务院发展研究中心为十八届三中全会提交的“383”改革方案重提这一建议，提出“将石油天然气管网业务从上中下游一体化经营的油气企业中分离出来，组建若干家油气管网公司，并建立对油气管网的政府监管制度”。应该说，建立独立管道公司确实可以解决管道重复建设问题，而且也有成功的先例。1998年，由艾克森・美孚等公司分拆重组的“金德-摩根管道公司”，从业主有限合伙制向独立管道运营模式进行改造以来，已成为目前世界规模最大、盈利能力最强的油气管道运输商。但在中国，如果从中石油、中石化、中海油这三大石油公司分割石油天然气供应和输送网络业务，将涉及数千亿元石油天然气管道资产的分割与重组，从资产分割技术和经济上的可行性来看，成立独立管道公司似乎是不切实际的。企业为何不能自发进行管道共建共享、解决管道重复建设问题呢？十八届三中全会做出了“积极稳妥推进市场化改革，使市场在资源配置中起决定性作用”，“完善主要由市场决定价格的机制，推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革”的决定，将现行政府主导的油气定价变为市场主导。因此，本文从油气定价角度分析现阶段油气企业为何不能自发进行管道共建共享以及油气价格改革将会对管道共建共享产生何种影响。
现有文献尚未对此做出解答。解决重复建设问题，相关文献均建议通过政策激励企业进行设施（或资源）共建共享，或者只是分析共建共享给博弈方带来的利益。孙瑞英通过“斗鸡博弈”模型分析图书馆重复购买信息资源问题，提出确立共建共享价值观、建立良好的协调合作机制、合理使用资金、公平利益分配及加强图书馆之间信息沟通与互动等五条具体措施，强调信息资源共建共享协调合作机制的作用。[1]陈荣仲、祝建军和蒲云利用两阶段动态博弈分析方法分析了企业间知识共享对产品需求曲线、企业单位成本、产品市场价格和企业利润的影响。[2]苑春荟和陈曦对电信行业基础设施共建共享问题进行研究，根据企业间实力差异，将博弈分为三种情况：大差异非对称共享、非对称共享、对称共享，并通过比较三种情况下企业是否共享基础设施对企业收益的影响，得出需要引入激励机制，鼓励电信企业进行基础设施共享的结论。[3]以上研究对各自领域内的设施（或资源）共享问题做出了有益的探索，但其对油气行业的借鉴意义有限。
在油气行业竞争环境的各个参数中，油气价格无疑是最重要的参数，因此，十八届三中全会提出的油气价格市场化改革将对油气行业竞争环境产生巨大而深远的影响。所以，本文从油气定价角度入手，假定政府通过选择不同的油气定价方式营造不同的行业竞争环境，通过分析不同竞争环境下油气生产企业利润最大化决策，力图找出实现企业管道共建共享的竞争环境，并确定该环境对应的油气定价方式。
二、问题描述和模型假设
（一）问题描述
假设市场为卖方垄断市场，存在两个无差异且具有竞争关系的寡头油气生产企业。企业在新市场和成熟市场上进行竞争，目标是通过选择油气产品价格、油气产量和管道共建共享程度来实现利润最大化。
政府不直接参与企业利益博弈，而是通过选择不同的宏观调控政策――这里主要是规定油气定价方式――改变企业的竞争环境。因而将政府作为外生条件来处理。政府的目标是通过选择合适的油气定价方式实现管道共建共享。
中国石油大学学报（社会科学版）2014年10月
第30卷第5期李宏勋，等：石油天然气管道共建共享博弈分析
（二）模型假设及符号说明
用i表示油气生产企业，其中i=1，2；qi表示企业i的市场需求量，pi表示企业i的产品价格； L表示以最经济最有效率的方式铺设的油气运输管道总长度（这意味着无论哪家企业修建管道，其最优的管道修建方案都是L对应的管道修建方案）；cb表示单位长度油气管道的建设成本；s0i 表示不进行管道共建共享时企业i每单位油气运输量对应的管道建设成本（以下简称平均管输成本）[4]，则s0i=Lcbqi；c表示单位产品成本，cg表示单位油气开采成本（包括自采和外购油气的成本）；β表示企业之间管道共建共享程度。为对模型进行清楚的解释，以下对主要假设做出说明：
假设1：管道共建共享程度β的取值只有两种情况：β=0或β=1。
令βi表示企业i管道共建共享意愿，βi=0表示企业i不希望与其他企业进行管道共建共享，βi=1表示企业i希望与其他企业进行管道共建共享。
令β=βiβ-i表示企业之间管道共建共享程度。β=0意味着企业之间的管道完全不共建不共享；β=1意味着企业之间的管道完全共建共享。因此，管道共建共享的实现条件是β=1。
假设2：企业i平均管输成本si仅与企业市场需求量和管道共建共享程度有关[5]。
si的形式如下：
si=Lcbqi， 当β=0时Lcbq1+q2 ，当β=1时
因为在一定时期内，油气行业技术水平基本保持不变，所以L和cb是定值，故si仅与qi和β有关。将β=0时的企业平均管输成本记为s0i，β=1时的平均管输成本记为s。易知，s0i 是双寡头油气企业所能达到的最高平均管输成本，而s是其能达到的最低平均管输成本。
假设3：企业单位产品成本ci=cg+si。
这个假设意味着模型中的企业单位产品成本只包括单位油气开采成本cg和平均管输成本si。假设两家企业的油气开采技术相同[6]，则c1g=c2g=cg。
假设4：油气产品价格比较稳定，长期油价趋势是可以预测的。
假设5：政府有三种备选油气定价方案：市场定价、价格绝对固定、价格相对固定。
市场定价。
市场定价即政府对企业油气定价不进行干预，允许企业在市场竞争中自由制定各自的油气产品价格。油气产品价格由市场决定，一家企业的市场需求量受所有企业制定的产品价格影响。
令m为需求/价格系数，则mi=-qipi；令k为交叉需求/价格系数[7]，则ki=qip-i。由于产品完全同质，所以不同企业的m和k是相同的[8]，并且在通常情况下，m>k成立。这是因为企业价格变动带来的弊端完全由企业自己承担，而其他企业价格变动给本企业带来的好处却要与其他所有企业共享。
价格绝对固定。
所谓价格绝对固定，是指油气价格由政府给出，在较长时期内不得更改。
油气产品价格采用成本加成法确定，其计算过程如下：
首先，给定基期，由政府相关定价主管部门在市场层面上统计基期样本油气生产企业的全部生产成本。
其次，确定利润率。在综合权衡各方利益的基础上，定价主管部门确定油气生产企业的利润率。
再次，计算油气产品价格。令r表示利润率，则P=c（1+r）。
价格P即所有企业油气产品的销售价格。
价格相对固定[911]。
所谓价格相对固定，是指不同管道运输的油气，其价格是不同的；同一条管道运输的油气，其价格是相同的，且价格一经给出，在较长时期内不得更改。
油气产品价格采用成本加成法确定，其计算过程如下：
首先，确定管道修建完成的时间，由政府相关定价主管部门按照“新线新价”原则统计管道修建完成时油气生产企业的全部生产成本。（“新线新价”原则指以管道为标准确定管道修建成本，给每一条管道核算其建设成本）
其次，确定利润率。在综合权衡各方利益的基础上，定价主管部门确定油气生产企业的利润率。
再次，计算油气产品价格。令r表示利润率，则Pi=ci（1+r）。
价格P即由该管道运输的油气产品的销售价格。
三、双寡头三种定价方式下企业博弈分析
（一）市场竞争形成价格条件下的博弈模型
1.新市场进入与管道共建共享
新市场，企业i需要决定是否进入市场，以及进入市场之后决定pi、qi和βi。双寡头决策问题如下[12]769783：
在此基础上，利用链式法则直接求π*1 关于c1的一阶偏导以及π*2 关于c2的一阶偏导，得π*1c1
均衡解为（共建，共建）。均衡结果说明，在市场定价条件下的新市场，双寡头企业将以管道共建共享的方式进入市场。此时不存在管道重复建设问题。
2.成熟市场价格博弈与管道共建共享
在成熟市场上，假设企业进行有先后的价格博弈，适用斯坦克尔伯格模型。[13]在博弈的第一阶段，企业i根据利润最大化原则，选择pi≥0和βi；第二阶段，企业-i观测到pi和βi，根据利润最大化原则选择p-i≥0和β-i。
均衡解为（共享，共享）。均衡结果说明，在市场定价条件下的成熟市场，进行价格竞争的双寡头企业可以实现管道共建共享。此时不存在管道重复建设问题。
（二）价格绝对固定条件下管道共建共享博弈模型
1.新市场进入与管道共建共享
当面对新市场时，企业i和-i同时决定是否进入该市场，如果进入该市场，是否与其他企业进行管道共建共享，这是一个完全信息静态博弈。
此时，产品价格固定为P=（cg+s）（1+r），其中s=Lcbq1+q2。这意味着，政府定价主管部门是从市场层面而非企业层面来核算企业单位产品成本。油气企业面临的决策问题为：
摘要：本文分析了石油天然气管道安全保护条例，针对石油天然气管道运输中存在的安全问题进行详细探究，并提出了加强石油天然气管道运输安全的有效对策。
关键词：石油天然气；管道运输；安全问题；有效措施
引言
近年来，伴随着工业化发展进程的加快，人们的生活和发展越来越离不开石油天然气，并且石油天然气与人们的生活日益密切，在运输方面得到了高度关注和重视。因此，需要更多更有效的方法来使石油天然气在运输中得到更高效率的提升。在保障高效率的传送中安全问题是更不容忽视的问题。
一、概述石油天然气管道安全管理工作的必要性
伴随着现代工业化的不断发展，人们日常的生活与石油天然气有着密切的关系，石油天然气需求一直呈现上升趋势。在石油天然气管道中，安全管理通常受到很多因素的影响，根据对目前我国石油天然气管道在运行过程中存在的问题进行分析，提出了合理的相应问题解决的对策方法,这些方法对于实现安全生产和生活来说，有着不可忽视的作用，同时这些方法也是安全管理工作的必须要求。石油天然气采用管道运输是一种合理经济的运输方式，石油天然气管道是国家重要的公共基础设施，石油天然气管道运输的安全性直接关系着国家的社会稳定和能源安全。石油天然气运输的安全性是非常重要的，在石油天然气管道运行中做到良好的安全管理，是保障运输安全的必要条件[1]。
二、石油天然气管道运输中存在的安全问题
1、长距离的管道运输带来的安全隐患
一般情况下，石油天然气的运输，都是从较远的矿区运往需求的繁华都市，所以在运输过程中，需要大量的运输管道。石油天然气的管道长距离运输具有运距长、管径大、压力高和输量大的特点，管道包括站场、管线、通信、防腐设施等，长距离的管道运输是一个复杂的工程。管道内被输送的石油天然气具有易燃易爆等特性，如果管道发生泄漏或破坏，很大可能会引发火灾、爆炸事故，会造成人们生命财产的损失，同时也会给公共卫生和环境保护带来负面的影响。长距离输送管道被埋在地下，路途经过的地下情况非常复杂，而且还有不确定的环境恶劣性影响，再加上长时间的多次运输，所以运输管道的内外会发生腐蚀的现象。如果出现严重的腐蚀现象，就会出现石油天然气泄露而引发的爆炸事故，从而会给人们带来生命隐患和不必要的物质损失。以下是石油天然气泄露发生爆炸导致人员伤亡的真实案例：
2000年9月22日，上海著名的小吃街吴江路附近发生天然气管道爆炸事故。造成了巨大的经济损失。2000年2月19日，山东三力工业集团有限公司濮阳分公司发生地下废弃天然气管线爆炸事故，造成15人死亡，56人受伤，其中13人重伤，直接经济损失342.6万元。2013年11月22日，山东青岛中石化黄潍输油管线发生原油泄露，维修时发生爆炸，造成52人死亡。
2、人为的破坏涉及到的安全隐患
由于石油天然气的运输管道在地底下，虽然会有一些标牌来进行指示，但是由于受到时间长和环境以及人为因素的影响，这些标牌很容易毁坏和丢失，因此，一些其他施工会对运输管道的破坏造成影响。在没有明确的标牌指示下，造成了不必要的人为毁坏，导致石油天然气泄露，发生爆炸。对生命财产和物质财产造成了很大的毁坏[2]。
3、石油天然气管道安全管理工作的缺失
在石油天然气管道安全管理中，工作出现缺失的现象一方面来源于石油天然气的运输管道的安全监管部门，其监管部门可能存在职责定位混乱、职能交叉的现象，导致在制定安全管理方面的策略上还有一些问题。还有一些部门受利益驱使，对负责的相关特种设备的安全监管工作有所缺失，导致管道存在的隐患很多。另一方面，没有加强定期检查检测石油天然气管道，导致没有及时发现和整改存在的安全隐患。石油天然气管道的安全管理工作，需要进行科学有效的完善。
三、加强石油天然气管道运输安全的有效对策
1、运输管理部门应加大整治力度
在管道石油天然气中存在很大的暴利，因此盗窃的现象就会出现。盗窃不仅是刑事的案件，还会对环境造成很大的污染，同时还对财产和生命的安全造成一定的威胁。因为偷窃会使运输管道出现损坏现象，进而会引起石油天然气的泄露导致爆炸，出现一系列不安全的事故。对于以上这种现象，为了防止出现盗窃现象，运输管理部门需要制定相关的法律法规，同时还要加大整治力度，严厉打击盗窃罪犯。此外，还要加大对保护管道和石油天然气的宣传，加强人们在思想道德方面的教育，在惩治方面加大处置力度。
2、加强管道保护力度
石油天然气的自身就具备着有毒性、腐蚀性、易燃性的特点。因此就会要求非常高的运输工具管道材料。但是，由于一些技术发展的限制，管道的材料还有更进一步的提升空间。根据我国目前的现状来看，我们没有办法改变科学的滞后性，那么就可以对石油天然气运输管道的保护力度进行加强管理。保护运输管道分为以下几方面，一是管理部门要加强严格管理，继续深化管道违法占压和打孔盗油的专项整治。对违法占压管道的安全监控措施进行重点整治，并且向地方政府的报告和相关备案进行严格落实，制定有关管道破坏方面的法律法规，以此来惩治违法的人员。加强保护管道，全面掌握存在事故隐患管道的治理情况，以及违法占压管道的解决措施，来达到保护石油天然气的安全运输。二是安全隐患排查。一些相关的部门应该进行详细分配工作，对石油天然气输送管道安排具体人员进行严格管理，并且管理人员要对管道的安全隐患工作进行详细排查。对运输管道进行定期的检查和规划，并且根据规划实施。定期检查输送管道是否存在损坏情况，如果有损坏的管道，需要立即上报相关部门进行修补。三是在较繁华地区，如果地下有埋有石油天然气输送管道，要在地带放上指示标牌，以防不必要的损坏[3]。
3、科学改善管道的防腐蚀现象
3.1 加缓蚀剂防腐
对不同的石油天然气组分进行化验，配置出合适的缓蚀剂。加缓蚀剂的防腐原理是其为极性吸附，可以吸附在油气管道表层，会将管道与腐蚀源进行隔离。在管线投产的前期，通常情况下是采取缓蚀剂镀膜，在油气管道的内壁，会形成一层保护膜，利用缓蚀剂具有的疏水特性，从而制约腐蚀。
3.2 涂层防腐
利用防腐的物质，对腐蚀的传播途径进行切断处理，降低腐蚀物体与腐蚀源的接触机率，就是涂层防腐的原理。一般情况下，在现场的做法就是在管道外壁均匀涂抹防腐物质，将管道外壁与外界物质进行隔绝处理，避免相互接触，这样就可以避免土壤对管道的腐蚀。
3.3 阴极防腐
阴极防腐是在防腐涂层的基本情况下，进一步完善涂层防腐，一些管道在运输的情况下或使用的时候，因为出现一些原因导致防腐涂层破损，从而降低了管道的抗腐蚀能力，因此利用阴极防腐，作为补救措施。
4、强化管道焊接工艺规范操作
在石油天然气管道中，焊接需要根据焊接试验卡和焊接操作卡进行操作，焊接要遵循相应的工艺标准，按照管道的尺寸、管道的材质以及参数进行严格焊接。如果出现问题，一定要先解决问题，等问题解决之后才可以进行焊接，此外，还要对焊工的资质进行审查，预防焊接技术存在基本的缺陷。利用技术手段，检查已经焊接完的管道，常见的有射线、磁粉等措施。
结束语
综上所述，在石油天然气管道运输的过程中，其安全性是不容忽视的，对于事故隐患要做到及时发现及时整改，完善规章制度，促进相关单位依法、科学、超前进行安全管理。只有在全社会共同努力下，才能够实现石油天然气管道运输的安全进行，才能促进石油天然气管道运输和道路运输企业的安全发展和可持续发展。让石油天然气更好地造福人类。
摘 要：近年来，随着经济的快速发展，我国石油行业也呈现出蓬勃发展的趋势，与此同时，地面建设工程作为石油行业发展中的基础性工程建设项目，其发挥的作用也日渐重要。石油天然气工程地面建设项目的运行效率，对石油工程项目整体的运行都有着重要的影响，同时也关系着石油的开采、炼化和输送等作业的正常运行，对于石油企业的可持续发展更是有着密切的关系。本文就主要针对石油天然气工程地面建设项目的控制与运行的相关问题进行简单的探讨。
关键词：石油工程 天然气工程 地面建设项目 控制 运行
石油行业地面建设工程项目，指的是与石油行业相关的一系列工程项目，其建设效率对于石油作业的全过程有着重要的影响。通常情况下，石油行业的地面建设工程主要有地面集输站点的建设、输油输气管线的铺设、石油炼化基地的建设以及油气储运库的建设等。
一、石油天然气工程地面建设项目管理的特点
天然气工程地面建设项目是其重要的组成部分，其运行效率直接关系着油气的储存和运输，也关系着石油企业的经济效益。石油天然气工程地面建设项目的经济投入较高，而且建设周期很长，过长的建设周期与资金流通之间容易形成矛盾，对于工程建设的质量会产生一定的影响。同时，地面建设项目的施工技术复杂，对工程建设的专业性要求较高。另外，石油天然气工程是一个能耗消耗量巨大的工程项目，因此在工程建设过程中，也要对项目建设对生态环境产生的影响进行充分考虑，降低能耗的同时，降低对项目施工对环境造成的影响。
二、石油天然气工程地面建设项目控制的内容
1.招投标管理控制
石油天然气工程地面建设项目的开展，是通过招投标的方式，选择符合生产资质的建设单位进行承担。因此在进行项目的招投标管理时，必须要对参与投标的建设单位的资质进行严格的审核，保证项目建设的有效性。与此同时，要对工程项目的招标进行科学的管理。制定严格的招投标管理办法，对于工程项目所涉及到的内容需要严格的划分，除了一些不适合通过招标方式的特殊项目，其他所有的项目都应当通过招标的方式，选择合适的建设单位。只有通过严格的招标管理控制工作，才能保证合适的项目由合适的单位承建，以此保证石油天然气工程地面建设项目的质量。
2.采购管理控制
材料的质量是影响工程项目建设质量的重要因素，因此必须要对采购环节进行有效的管理与控制。石油天然气工程地面建设中应用的所有材料和物资，都应当严格按照《中国石油天然气集团（股份）公司物资采购管理办法》中的相关规定，为工程项目的建设提供基本的物资保证。一要保证各项物资的持续供应，为工程项目建设与生产提供保障；二要采用集中采购的方式，充分发挥集中采购的规模优势，在保证物资质量的同时，也有利于降低采购成本；三要对采购的过程进行透明管理，预防采购过程中收受利益的现象；四要充分利用计算机就似乎，大力推行网上采购的方式。在实际的工作中，要严格遵守相关的法律法规的规定，签订采购合同，在合同中对材料的数量、价格、供货期限和渠道等进行详细的规定。采购活动的开展，必须要以石油天然气工程地面建设项目的实际需求为根本，确保满足其技术要求。另外，要做好采购的验收工作，对于不合格的资料禁止进入到施工现场。
3.安全施工管理控制
石油天然气工程地面建设项目是一项技术性较高的项目工程，同时对施工安全性也有着很高的要求，因此必须要对所有参与施工的人员技能型技术培训与安全施工教育，不合格的人员不能进入到施工现场，以此保证工程施工现场的安全性。在进行施工方案和施工技术的交底工作时，要坚持细致、准确的原则，保证工程的顺利进行。进入到工程施工现场的人员，在掌握扎实的技术基础的同时，也需要培养起足够的安全意识，配备相应的保护工具，在保证自己人身安全的同时，确保施工的安全性。与此同时，要建立起完善的施工安全管理制度，针对石油天然气工程地面建设项目的特点，结合施工的实际情况，编制相应的施工管理制度和安全管理制度，有效落实安全责任制；做好应急措施，当遇到突发事故时能及时的处理，将伤亡和损失降到最低。
4.施工现场的管理控制
石油天然气工程地面建设项目的施工过程中，要严格落实相关的管理制度，并且对施工现场做好必要的监督与管理工作。现场监督管理工作的范围以及主要任务主要是由石油天然气工程地面建设单位或者授权的项目经理部根据实际的工程情况进行最终确定。监理人员应该获得国家有关权威机构的认证，严禁非专业人员从事现场监督管理工作。现场监理人员需要严格执行国家工程质量检测的相关规定，由建设单位与检测单位签订工程质量检测合同，而其他形式的质量检测结果则不能作为项目验收的主要依据。
三、石油天然气工程地面建设项目的生产运行管理
生产运行管理是对石油天然气工程地面建设项目质量的验收过程，也是体现工程设计功能和工艺设备适应性的必要手段，因此必须要加强对地面建设项目的生产运行管理。在圣餐运行的过程中，相关的管理部门要对生产运行管理的相关工作进行细化，如技术人员的培训、物资的筹备等等。工具工程建设的设计和规划，制定石油天然气工程地面建设项目投产运行的详细计划，在工程运行的过程中需要做好全程的监控和管理工作，发现问题要及时进行抢修和整改，并且对地面建设项目的设备和装置的性能进行全面的考虑，保证各项设备的运转都符合工程质量要求，才能确保其稳定运行。
四、结束语
石油天然气工程地面建设项目是石油工程项目管理中一项重要的内容，其管理效率对于工程项目整体的质量和成本都有着十分重要的影响。在天然气工程地面项目建设工作中，必须要加强对工程现场的施工管理，通过有效的措施促进项目管理效率的提升，才能保证项目的稳定运行，从而促进我国石油天然气行业的持续发展。
【摘要】为了进一步探讨石油天然气管道的焊接工艺，文中首先探讨了石油天然气管道焊接工艺概述，重点分析了焊接前的准备工作和焊接的施工阶段，在焊接工艺的质量控制发展分析中探析了建立质量保证体系、严格控制焊接技术人员和检验人员的专业素质。
【关键词】石油天然气 管道 焊接工艺 质量控制 技术人员
随着石油天然气的发展，我国长输管道向大口径、高压力、新材质、高级别的方向发展。同样，随着 X70、X80、X100 等高级别钢的研制与应用也给长输管道焊接工艺带来新的课题。但是要想保证石油化工行业的安全发展就要重视石油化工管道的质量。
1 石油天然气管道焊接工艺概述
1.1 焊接前的准备工作
图1为天然气管道穿越某地纵断面，做好焊接工艺的准备工作可以很好的保障石油天然气的管道安全以及质量。焊接的技术人员不仅仅要详细了解管道工程的施工状况，还要依据这些了解到的数据去制定关于焊接工作的科学焊接方案以及指导书。在焊接的时候需要选择合适的焊接技术，除了这些之外还要谨慎分析焊接的过程当中很可能会出现的一些其他问题，从而进行对应的预警措施以及解决方法。与此同时，还要严格的检查焊接方式、焊接材料以及焊丝，看看他们的质量等问题是不是严格的按照规定还有标准实行的。除了这些，还要评定焊接工艺的科学性。然后依据评定得出来的结果去制定焊接的工艺卡。在准备开工的时候需要对焊工进行考试还有培训，确定各项都合格之后才能正式上岗，这些都是为了更好的指导焊接工作，从而加强焊接的质量，也可以保障建设出来的管道安全度更高。
1.2 焊接的施工阶段
在焊接的施工开始的时候就要严格住哟，这样可以保证焊接的质量，要严格根据规定做好每一步的工作，只有这样才能够让焊接的工作正常进行，让管道修建的工作更加顺利。
1.2.1 根焊打底
管道在焊接之前要使用特殊的坡口机根据要求严格规范加工出V型坡口，然后对坡口的两端进行除锈，使用外对口器管线组对，完成之后用电加热带对他预热，在他完成预热之后才能进行根焊，根焊要使用RMD，然后选择METALLOY 80N1的金属粉芯焊丝进行打底，这样可以使根焊的焊缝均匀，从而预防焊穿。根焊焊接的时候应该注意以下几点：首先，提前对试板试焊进行测试，检查氩气里面有没有掺杂杂质；在焊接的时候要使用防风棚，以便于预防因为刮风而导致的焊接质量；在焊接之前进行的预热必须要达到规定的温度，禁止出现焊接出现裂纹；反复检查焊接质量，及时热焊。
1.2.2 热焊和填充焊接
填充以及热焊要使用自保护药芯半自动焊接方法。采用E81T8-G 焊丝：随时清理由于底层焊接之后存留的飞溅物以及熔渣等等，尤其要注意接口处；还要注意底层焊缝接头以及中层焊缝接头的距离不能低于0.1cm；焊缝的厚度要保持在0.3-0.5cm之间；及时发现问题、反复检查工作、及时清理残留杂质这些都要做到位。
1.2.3 盖面焊接
盖面同样使用自保护药芯半自动焊接方法，选用 E81T8-G 焊丝：焊缝的外观要光滑，颜色要尽可能的接近于管道的颜色，并且要保持过渡自然，争取做到天衣无缝，给人浑然一体的视觉感受；焊缝的宽度要大于坡口两侧大约0.2cm，高度大约是在0.15-0.25cm之间；盖面表层出现的残留物体要及时进行处理，使用合适的方法做好盖面的防腐工作以及保温工作，只有这样才可以禁止发生侵蚀破坏的现象，从而提升焊接的质量；在冬季施工之后，要对焊道进行保温，禁止他有裂纹出现；在焊接施工结束之后，质检人员要严格根据要求对外观进行检查，如果发现问题就要及时的进行处理。
1.2.4 记录工作
焊接管道的时候，焊接的技术人员不仅要根据需求严格遵守焊接工艺指导书实施焊接工艺，还要随时记录好相关的数据。比如说，电焊的电压、电流、每层焊缝使用的材质、焊前的预热和焊后的热处理等。在这里需要注意的一点是，每一道焊缝咋完工之后都要用编号进行标记，方便日后的检查。
2 焊接工艺的质量控制发展分析2.1 建立质量保证体系
焊接技术人员以及单位必须做到质量第一，使用循环工作方法建立QC小组，严格控制焊接技术、方法、材料等因素，并且不断改善不合理的部分，做好事后检查。最重要的就是建立质量考核制度，定期检查，便于及时发现问题，并且解决问题。
2.2 严格控制焊接技术人员和检验人员的专业素质
手工焊接还是管道焊接工艺的主要手段，所以，技术人员的技术以及水平成了首要问题。为了保证他的质量，必须进行岗前培训，各项考试合格才能上岗，还要对他们进行实时培训，以便于及时进入工作状态。检验人员为了保证焊接的质量必须严格检验。然后针对出现的问题对技术人员进行培训，以便于更好的控制日后的质量问题。
