作者：口俊林等
出版社：石油工业出版社
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天然气安全生产典型事件(事故)案例汇编试读：
前言
古人云：以铜为镜可以正衣冠，以史为镜可以知兴衰，以人为镜可以明得失。那么以事件(事故)为镜可以知道哪些是正确的行为，哪些是错误的行为，事件（事故）的原因是什么，如何才能使我们少犯错误，避免事件（事故）的发生，并且可以使我们的管理更合理、操作更规范，责任心更强，使我们变得更加明智、更加聪慧。
为了充分利用事件（事故）案例这一宝贵资源，用于改进和加强企业的安全生产管理工作，提高全员的安全意识和安全素质，中国石油塔里木油田公司天然气事业部开展了《天然气安全生产典型事件（事故）案例汇编》一书的编撰工作。经过一年多的努力，收集了塔里木油田天然气事业部2008—2014年的典型事件和两起安全生产事故，旨在既为各级安全生产管理部门和有关职能部门研究分析各类案例，改进安全管理提供详实有效的资料，又为大家汲取教训，提高安全意识，举一反三查找漏洞，防止同类事件（事故）重复发生提供生动的教材。
本书的事件（事故）共分为三大部分，即生产类、设备类、自控通信类。主要内容包括：事件描述、原因分析、经验教训。这些事件（事故）都发生在我们身边，事件（事故）往往仅仅是因为一次小小的疏忽、一个简单的操作错误、一处不当的行为所造成的，希望大家在阅读的过程中不仅要搞清每一起事件（事故）的来龙去脉，还要将自己置身于事件（事故）的背景之中，换位思考：若处在当事者的情形下，会怎么做，是否会犯同样的错误。要努力从每一起事件（事故）中汲取教训，纠正自己的一些不良工作行为或习惯，相信任何事件（事故）都可以也应当能够避免。
本书在收集整理、编辑出版过程中，得到了塔里木油田公司天然气事业部各作业区、工艺安全室、基层站队、事业部机关各科室以及何传海、柏万明、张勇、李静、李嘉娴等人的大力支持，在此深表谢意。
本书中的典型案例对从事油气田开发管理工作的从业人员尤其是一线管理人员具有一定的帮助和借鉴作用。因编者水平有限，如有疏漏和不妥之处，请广大读者予以指正。生产类案例1.单井支线与生产汇管连接三通处爆管事件一、事件描述
2012年9月30日15：48，某油气处理厂主控室发现第4套脱水脱烃装置J-T阀前压力低报警（10.3MPa），外输气量下降。16：00，通过视频监控发现单井阀室对面烟气弥漫；16：03，采气队现场确认该单井支线进生产汇管发生爆管，现场冲刷出直径5m左右的一个大坑；16：06，按照应急程序主控室远程关闭该生产汇管上全部单井。10月2日12：05，完成爆管管线更换及检测工作；14：15，该生产汇管上单井全部恢复生产。事故现场
对支线与集输干线连接三通进行切割检查，发现爆管位置位于支管旁边顺气流方向，壁厚检测结果显示，其管壁最薄处仅2.4mm（设计壁厚17.6mm）。管线穿孔情况二、原因分析1.直接原因
管线腐蚀导致穿孔爆管。2.间接原因
(1)单井生产支线进生产汇管为直插式（90°），单井来气和生产汇管来气在三通处相汇，由于压力高、流速快，在三通后直管段处（下游）流态发生变化形成涡流现象，从而加速管壁的冲蚀。
(2)该凝析气田在内部集输系统的二氧化碳分压为0.4MPa左右，且含水，温度为60～110℃，处于强腐蚀区间，易造成管线发生局部腐蚀。
(3)该井实际生产温度、产量超过设计值，管线内流体流速偏高。三、经验教训
(1)对含H S、CO 的集输管线，在设计时应做好管材选择和防22腐控制措施，并进行专项的审查评估，保证防腐效果。
(2)日常生产过程中应定期进行腐蚀监测。
(3)生产参数与设计发生偏离时，严格执行变更管理程序。
(4)设计中应考虑支线与汇管插入角度对管线冲蚀的影响（尽量采用斜通插入方式）。案例2.天然气处理厂放空管线撕裂事件一、事件描述
2007年10月23日21：41，某天然气处理厂操作员在主控室电视监控画面中发现高压放空火炬放空量异常增大。随即在自控系统监视画面中发现ESD系统进站、出站切断阀关闭；进站阀组及单套装置共9台ESD系统电液联动紧急放空阀全开；生产井全部关闭；全厂紧急停车报警声响起，集气单元白色烟雾弥漫。
值班人员初步判断集气单元放空管线出现泄漏，启动《全厂紧急停车应急预案》。在保证人员安全的情况下，现场关闭进站放空阀、湿气放空阀干气放空阀前手阀，21：54，放空阀全部关闭，整个生产系统处于停止状态
经检查发现，湿气放空支汇管（DN150）和放空总管（DN400）的焊接处撕裂。二、原因分析1.直接原因
放空时放空量过大导致流速过大。发生意外故障时，全厂约432760×10 m /d的处理量通过DN150的管道泄放，使该段管道流速达到音速流动。2.间接原因
(1)放空支管和总管的连接方式不合理，放空支管和总管采用非成品三通水平垂直接入。
(2)放空管线的固定不足，在放空支线和放空汇管连接处未进行固定。
(3)设计时放空流量核算不准确，对管道特别是DN150管线与DN400管线连接处的冲击太大。三、经验教训
(1)放空系统设计时，放空量应考虑所有意外情况下的放空总量；放空总管的设计放空能力应不小于各支管设计放空能力的总和。
(2)放空支管接入放空总管时，应采用成品三通顶部45°斜插接入，减少放空时的冲击。
(3)紧急放空阀的出口应设置限流孔板，防止瞬间放空量过大，对系统造成冲击。但限流孔板的设置应满足紧急泄压时间要求。
(4)放空管线应设置合理的固定措施。
(5)放空系统宜在新建装置气密性试验后进行放空（压力泄放）能力测试。案例3.集气站发球装置移位事件一、事件描述
某凝析气田内部集输系统前期投产时设有两个集气站和一个清管站，共设3套收发球装置。投运后，3套收发球筒相继因管线膨胀导致设备位移位移超过设计膨胀伸缩量，造成收发球筒的基础损坏。二、原因分析
(1)气田投产后，集输温度（65℃）比设计值高10℃，导致集输管线在热胀的作用下，发球筒产生较大位移。
(2)集输管线进出站时，原设计对管线膨胀削减措施不足，未考虑足够的弹性设计和锚固措施，导致管线发生热胀时，大部分位移传递到收发球筒上。收发球筒位移破坏现场三、经验教训
(1)由于新疆地区季节性温度变化较大，以及管道施工时的温度和管道运行时的温度差异，长距离集输管道投运后会发生管道热胀情况。如果设计时不考虑管线的弹性敷设，投运后将会发生管线位移，严重时将会损坏设备和管道。
(2)对长距离集输管道，应根据其可能的运行温度进行弹性设计，以削减管道热胀冷缩应力和轴向变形量。同时，在进出站处设置锚固装置，避免管道将热胀冷缩的位移传递到站场内的地面设备。案例4.集气站计量分离器液相调节阀渗漏事件一、事件描述
2011年10月3日上午11：00，员工巡检时发现某集气站计量分离器液相调节阀阀座与阀芯连接部位出现刺漏，随后将计量单井倒入生产流程，关分离器进出口球阀并上锁挂签，对分离器泄压，拆检调节阀发现阀座与阀芯腐蚀严重。调节阀阀体（左）与阀芯（右）腐蚀情况二、原因分析1．直接原因
电偶腐蚀造成阀门渗漏。2．间接原因
调节阀材质选型不当，该集气站计量分离器在用调节阀材质为普通碳钢，出站温度约70℃，其前后流程管线法兰材质为22Cr和316不锈钢。而该集气站计量分离器在用调节阀内表面存在CO 腐蚀和冲2蚀现象，应为选材不当造成腐蚀。三、经验教训
设计阶段应结合介质的性质合理选择管线、设备的材质。1案例5．集气站缓蚀剂力畸主管线超压事件一、事件描述
2011年11月27日，主控室值班人员发现某集气站缓蚀剂泵P-1402出口压力超高，采气人员到现场立即停泵、泄压、吹扫泵出口管线，清理出大量黑色油泥，同时拆开泵入口过滤器后发现滤网填满黑色泥状物。
该系统3月份使用同型号新批次的缓蚀剂，7月份出现堵塞现象，至11月27日，己经在5个位置（罐出口至过滤器、过滤器、过滤器至泵入口、泵出口至安全阀管段、安全阀至雾化器管段）多次出现堵塞现象，堵塞物为黑色黏稠物。泵出口管线及入口过滤器中黑色泥状物二、原因分析1.直接原因
(1)缓释剂质量缺陷，产生高黏度物质堵塞管线。
(2)加注泵出口安全阀（整定压力16.8MPa）故障，未起到超压保护功能。
(3)缓蚀剂加注泵溢流阀没有起到超压保护作用。2.间接原因
(1)缓蚀剂采购质量抽检不到位。
(2)安全阀选型不当，该安全阀不适用于液相保护。
(3)缓蚀剂加注泵溢流阀维护保养不当。
(4)员工巡检不到位，未及时发现压力异常。
(5)报警系统组态存在漏洞。该缓蚀剂泵出口压力变送器只有实时报警信号，主控室监屏人员无法看到历史趋势变化，只能在压力达到报警值时才能发现。三、经验教训
(1)加强采购物料的质量保证管理，建议对每批次的物料进行入库质量抽检，对理化参数进行化验。
(2)对设备本体自带的安全防护设施，应将厂家的维护的方法和技术支持等内容纳入修保规程。
(3)安全阀选型时，应明确使用的工况及泄放介质。
(4)系统组态时，对于巡检频次较低的工艺装置，其重要工艺参数应保留历史数据并形成趋势曲线。案例6.脱水脱烃装置分水器液相管线刺漏事件一、事件描述#
2012年9月14日12：00，某处理站巡检人员发现1 脱水脱烃分水器液相调节阀LV23103前手阀的法兰处有液滴渗出，立即通知抢修人员到现场，拆开保温后发现法兰焊缝处有液体呈线状刺漏。作业区随即组织人员对该段管线前后流程进行切断，并对该段管线泄压后进行拆检。法兰焊缝刺漏情况
对拆下的刺漏段管线进行检查，发现调节阀LV23103前手阀前法兰面下部密封面已被腐蚀，阀内有明显冲蚀通道，前手阀后法兰面下半部分存在轻微腐蚀，发现两法兰之间的管线内壁底部腐蚀较严重，壁厚减薄比较明显，焊缝前后有较深的腐蚀点，呈环状分布。腐蚀情况二、原因分析1.直接原因
腐蚀+冲蚀导致焊缝刺漏2.间接原因
(1)设计阶段管线选材对耐腐蚀性考虑不足。该分水器液相管线材质为L245，CO 分压为0.4MPa左右，且含水，温度为60～2110℃，处于强腐蚀区间。
(2)调节阀前后压差过大（约10MPa左右），介质流速快，冲蚀严重。
(3)对直管段及法兰处壁厚检测关注较少，未能及时发现壁厚减薄趋势。三、经验教训
(1)对含CO 的装置，在设计时应做好管材选择和防腐控制措2施，并进行专项的审查评估，采取足够的防腐措施。
(2)优化工艺设计，避免压力调节前后压差过大、流速过快，造成冲蚀。
(3)关注防腐措施实施效果并适时开展腐蚀情况监测。案例7.集气站温度变送器套管刺漏事件一、事件描述
2011年3月25日11：45，采气工在某集气站发现计量管线温度变送器出现刺漏，汇报主控室后手动将正在计量的单井倒进生产流程，随后关闭计量分离器V-1301的入口阀HV-1302和计量分离器出口阀，切断上、下游流程，对V-1301进行泄压；12：40，自动化维护人员用堵头将温变套管堵住；12：50，投用V-1301。二、原因分析
(1)该井属高产凝析气井，管道内流速较高，介质中CO 分压为20.4MPa左右，且含水，温度为60～110℃，处于强腐蚀区间。
(2)该井实际生产温度、产量超过设计值，管线内流体流速偏高。三、经验教训
(1)对含CO 的装置，在设计时应做好管材选择和防腐控制措2施，并进行专项的审查评估，采取足够的防腐措施。
(2)日常生产过程中应定期进行腐蚀监测。
(3)生产参数与设计发生偏离时，严格执行变更管理程序。案例8.轻油罐入口膨胀节变形事件一、事件描述
2012年5月26日10：20，某处理站员工巡检时发现轻油储罐B罐入口阀门靠罐体一侧法兰渗漏，入口膨胀节变形较严重。现场立即关闭入口手阀，主控室远程关断轻油储罐B罐入口气动切断阀，通知维护人员拆除膨胀节，发现膨胀节出现严重变形。罐入口膨胀的变形严重二、原因分析
(1)连接管线时未按规范进行作业，管线安装时未完全对中，造成膨胀节承受较大扭力，长时间运行使膨胀节发生形变，导致入口法兰损坏渗漏。
(2)管线安装时未对管线正常热胀冷缩形变的冗余量考虑全面，随着产量的提高，轻油产量随之提高，外输前的库存时间增长，温度约50℃，造成管线热胀冷缩量增大，因膨胀节长度尺寸较小，位移使膨胀节拉伸或压缩量过大，导致渗漏。三、经验教训
(1)膨胀节在安装前应先检查其型号、规格及管道配置情况，必须符合设计要求；轴向膨胀节应根据技术说明书确定最大轴向补偿量。
(2)管路系统安装完毕后，应按设计要求将限位装置调到规定位置，使管路系统在环境条件下有充分的补偿能力。
(3)在日常巡检过程中要注意膨胀节是否发生变形，出现变形情况及时进行处理。案例9.单井支线出站压力表刺漏事件一、事件描述
2012年2月21日17：50，巡检人员在巡检至某单井时，听见井场内有天然气刺漏的声音，观察发现该井支线出站压力表表盘处刺漏，表盘已被
弹出。巡检人员找到刺漏点后，立即关闭事故压力表的根部针阀，关闭后刺漏消失。随后对刺漏的压力表进行了更换。二、原因分析该井支线出站压力表弹簧管破裂
(1)经检查事故压力表，发现压力表弹簧管破裂，导致天然气刺漏。该压力表为西安仪表厂制造（陕制00000104），量程0～25MPa，精度1.6。经查阅历史记录，发现
该压力表与2007年3月10日同区块另一单井阀室发生刺漏的压力表为同厂家、同规格的压力表（陕制00000104），且另一单井刺漏部位同样也为压力表弹簧管破裂，因此，该型号的压力表出现弹簧管破裂不属于个案，应属质量问题。
(2)2007年一单井阀室压力表发生刺漏后，作业区就曾要求停止使用该类型的压力表，但未进行系统排查和更换。三、经验教训
(1)各单位要对在现场使用存在问题及油田公示的存在质量问题的物资建立清单，在以后的计划提报和技术交流中对存在质量问题的物资进行规避，避免类似物资再流入现场。同时对照清单对库存物资进行清查，对存在质量问题的物资进行封存，避免继续在现场使用。
(2)对于现场因产品质量问题而引发的事件，除对已发生的事件妥善处理外，要对同批次、同类型的产品进行排查，必要时提前对该产品进行更换案例10.集气站避雷器烧毁事件一、事件描述
2011年8月28日，某处理站主控室值班人员发现集气站至单井供电线路002号电桩处发出明显异响，观察发现真空断路器B相避雷器处有明显火花，维护人员立即到配电室断开集气站至单井供电总电源，近距离观察发现B相避雷器已烧毁变形。避雷器被烧毁变形二、原因分析
根据现场烧坏避雷器情况，判断为在避雷器安装的时候碰撞损坏，当时施工人员未及时发现及汇报处理此情况，在长期运行过程中：
(1)雨水及粉尘等杂质从裂缝处进入避雷器内，内部绝缘片损坏，加速电阻片的劣化而最终导致损毁。
(2)由于粉尘进入而使其表面电流不均匀分布，导致电阻片电流的不均匀分布（或沿电阻片的电压不均匀分布），使流过电阻片的电流比正常时大1～2个数量级，造成附加温升，使避雷器吸收过电压能力大为降低，也加速了电阻片的劣化而引起烧毁。被烧毁避雷器拆解图三、经验教训
(1)在项目施工过程中加强施工尤其是隐蔽施工质量监管，同时应加强投运前（电力）专业审查质量。
(2)开展施工质量与后果教育，建立施工人员主动报告质量缺陷制度，并研究相关制约措施。
(3)生产过程中应加强对电气设备的巡检维护工作。案例11.单井液动翼阀执行机构活塞密封刺漏事件一、事件描述
2013年7月31日17：00，采气队接到主控室通知，某单井意外关井，井下安全阀、液动主阀、液动翼阀均关闭，流量显示为0。采气主管立即
赶往现场并通知自动化、采气队大班员工携带工具赶往现场。现场发现井下安全阀、液动主阀、液动翼阀压力和流量计显示均为0，采气树平台上有大量液压油，液动翼阀执行机构呼吸孔处不断有液压油渗漏。主控室查看报警信息，显示为易熔塞报警导致关井，判断为液动翼阀执行机构活塞密封失效，液压油不断由液动翼阀呼吸孔渗出，先导压力供给不足使易熔塞压力过低，导致井下安全阀、液动主阀、液动翼阀全部关闭。
17：30，采气队人员现场拆卸液动翼阀执行机构，更换活塞密封；19：45，该井开井恢复生产。二、原因分析
(1)拆卸液动翼阀执行机构，发现活塞密封已断裂，防尘圈已变形，导致液压油渗漏，液控系统先导压力不足，易熔塞压力过低引起关井。[1]
(2)查看关井前液动翼阀压力为3064psi 新旧活塞密封圈对比三、经验教训
(1)在装置生产运行过程中，要加强对易渗漏部位巡检，同时对到使用期限的密封圈等附件要及时组织更换。尽早发现相关迹象。
(2)对密封件在不同工况下的使用寿命进行摸索，及时开展预防性维修。案例12.集气站真空加热炉出口温变套管刺漏事件一、事件描述
2011年5月18日18：30～19：00，主控室值班人员发现某集气站真空加热炉启动频繁，水浴温度过高。19：10，自动化人员现场检查真空加热炉出口温度变送器，用检漏壶检漏发现套管与温度变送器螺纹连接处有气体漏出。19：20，停运真空加热炉，经检查温变套管与管线焊接处无渗漏，初步判断为套管内部穿孔。随后停运真空加热炉，对加热炉及集气站泄压，动火切割温变套管，经检查判断是温变套管端部焊缝腐蚀或焊接质量不合格导致刺漏。温变套管刺漏位置示意图二、原因分析
真空加热炉温变套管采用焊接式，焊接质量不合格或焊缝腐蚀容易导致天然气刺漏。真空加热炉刺漏的温变套管三、经验教训
管线、设备上的温变、压变套管设计应采用整体锻造式套管，避免焊接质量不合格或焊缝腐蚀导致管线、设备刺漏。案例13.聚结器凝液管线刺漏事件一、事件描述
2012年5月16日15：45，某处理站巡检人员发现第3、4套装置间管廊架上聚结器凝液管线刺液。当班人员迅速在漏点下方处放置收液桶，并在该区域设置警戒带，配置灭火器。主岗迅速降低聚结器上下腔液位后关闭所有聚结器排液流程，并将排液管段隔离。随后拆开管线保温，发现聚结器凝液管线有一处针孔大小的漏点。聚结器凝液管线渗漏位置示意图二、原因分析
刺漏管段材质为L245，管径DN50，原始壁厚4.4mm，经过对刺漏点及整条管线的检测结果对比发现最薄处为3.6mm，其余各处均为4.0mm以上，因此判断整条管线没有发生严重腐蚀，刺漏处为单一穿孔，故凝液管线穿孔原因为制造缺陷，钢管存在多处砂眼，是制造缺陷与腐蚀共同作用导致穿孔。三、经验教训
(1)施工过程中应加强对管线、管件等物料的入场检验，必要时邀请第三方对管线、管件的壁厚进行复核。
(2)对压力管道应采取有效腐蚀监控措施，保证管道的完整性。案例14.单井断电关井事件一、事件描述
2013年3月28日10：28，采气队巡检人员巡检至某单井时发现该井已意外关井，现场液控系统和自控间UPS、RTU等自控设备均已断电，采气树主、翼安全阀、井下安全阀已关闭。巡检人员按照应急处置步骤，立即汇报采气主管、调度室。采气主管接到通知后立即赶往现场并通知水电队、自动化、采气队大班员工携带工具赶往现场。经过现场分析，判断是井场电气系统断电导致意外关井。二、原因分析1.直接原因
3月27日晚刮大风，导致该井380V主线供电线路C相跌落式开关脱落主线断电但未自动切换至复线供电。UPS电池电力耗尽后，井场全部断电，通信系统无法发出通信中断的信号，导致主控室无法发现单井通信中断。2.管理原因
(1)主控室值班人员责任意识不强。3月27日19：33，该井切换至UPS电池供电时，主控室触发“UPSALARM”报警信号，值班主岗未对报警做出准确判断，也未采取任何应对措施，19：36，将报警信息消除。在交接班时也未对接班主岗交接此情况。
(2)主控室值班人员经验不足。3月28日7：40，该井关井后，主控室操作站集气汇管压力出现下降并触发报警，同时进站瞬时流量减43少2.5×10 m /h。值班主岗只是检查了出现支线压力报警的3口井，没有对所有单井生产状况进行确认，也没有对压力和流量下降这一现象进行深入分析判断，在通知采气队主管时，只是描述了3口井压力和产量下降的现象。最终导致该关井情况没有被及时发现。
(3)采气队人员对集气汇管压力下降报警信息敏感性不强、响应慢。在接到通知后，只是要求主控室值班人员检查各个单井生产状况，没有引起足够的重视，未到主控室和现场查看。三、经验教训
(1)油气生产场所架空电线、电缆设计、施工时应考虑能应对大风、
大雨、大雾、低温等极端气候条件下的安全生产。
(2)岗位操作人员应加强岗位履职能力提升，同时应加强与专业维护队伍的信息沟通，对于不能确定的报警信息可寻求专业人员的支持，防止因对报警信息的不敏感而影响安全生产。案例15.气田水管线刺漏事件一、事件描述
2013年8月1日10：20，某处理站巡检人员巡检时发现集气单元集气汇管调节放空阀后方的戈壁石上有一滩污水，且周围地面略有塌陷，经现场查看分析后，疑为液液分离器至气田水单元的DN100埋地管线短接处渗漏。
经主管与工程师现场讨论后商定，首先切断液液分离器气田水流程，使液液分离器内气田水通过污油流程排至污油罐，同时联系罐车将污油罐内污油拉运至晒水池隔油池，并联系作业人员挖掘该段渗漏管线。
16：30左右，现场渗漏管线被挖出，确定渗漏为气田水DN100的双面衬塑短接底部靠近法兰处有一砂眼，拆除该段短接后立即组织抢修人员制作新短接并进行防腐后进行更换。渗漏的短接二、原因分析
(1)该渗漏短接于2012年4月气田水管线更换施工期间进行过更换。由于是双面衬塑材料，高温焊接会导致衬塑受热变形甚至融化，所以在焊接时，将其管端与法兰相连部位的衬塑材料割去了1cm左右，然后进行法兰焊接。之后又对没有衬塑材料的这部分管线补做防腐层，补做防腐层的
现场工艺较原衬塑工艺有差距，投入使用后地下湿润土壤中氯离子渗入补做的防腐层，对这部分管线造成侵蚀。同时，在焊接过程中，高温也会将内衬的塑料层熔化，使此前紧贴钢管内壁的塑料层间产生间隙，气田水中Cl-渗入该间隙，造成碳钢管线腐蚀穿孔。腐蚀穿孔点
(2)双面衬塑管线内部的碳钢层壁厚较薄，仅有2.5mm，在焊接时由于壁厚较薄，容易造成管壁高温减薄甚至焊穿的情况。
(3)7月30日大幅提高处理量，导致来液量增多，液液分离器气田水负荷增大，气田水管线内液量增大、压力增大，加剧了管线薄弱部位的穿孔。三、经验教训
(1)在装置技术改造、同类替换过程中应做好对原有设施的安全防护，不能因此而带来新的隐患。
(2)对不能避免的隐患应加强监控并及时整改。案例16.气液分离器安全阀误跳事件一、事件描述
2012年1月5日10：00，某处理厂集气装置区第3套气液分离器安#全阀起跳，引起放空，2 火炬放空火焰较平时高度增长600%，现场高压放空管线放空声音较大。二、原因分析
(1)拆除第3套气液分离器安全阀保温检查，发现安全阀内温度偏低
从而判断由于安全阀的保温材料不足，导致先导式安全阀的先导气管线冻堵引起安全阀起跳。
(2)检修期间对保温恢复过程监督缺失。三、经验教训
(1)油气装置在冬防保温过程中要做好重点冬防保温部位识别，在冬防保温过程中确保施工质量能达到保温效果，特别是在装置检修保温恢复时应重视过程监管，确保保温材料填充到位。
(2)先导式安全阀在寒冷地区使用时，应整体采取伴热保温措施，防止引压管冻堵导致安全阀误动作。
(3)进入冬季运行前，应制定详细的冬防保温计划和运行方案，明确整套工艺装置冬防保温重点检查和维护部位，并严格执行。案例17.单井清蜡作业钢丝拉断事件一、事件描述
2012年2月18日15：00，清蜡队伍到达某井进行清蜡作业。现场监护人员进行了入场教育、工作安全分析和入场工具检查。第一趟：15：30，开始下放Φ58mm刮蜡片，在1～335m有遇阻迹象，最终下放至1000m。16：00，开始上提，16：27，Φ58mm刮蜡片上提完毕。第二趟：16：45，开始下放Φ68m刮蜡片，在1～439m有遇阻迹象，最终下放至1324m遇阻无法下放；17：25，开始上提，18：25，Φ68mm刮蜡上提完毕。第三趟：18：50，下放Φ38mm通井规+2m加重杆进行通井，下放至1350m遇阻无法下放；19：50，开始上提。20：47，上提接近井口时发现钢丝有打绕迹象、清蜡作业队处理（试关测试阀门和生产主阀判断遇卡位置、通过防喷盒压钢丝等）；21：40，清蜡队伍汇报现场监护人员加重杆无法取出，现场监护人员按程序汇报作业区，作业区领导及采油队相关人员立即赶赴现场，到现场发现钢丝已拉断，Φ38mm通井规+2m加重杆掉落井下。二、原因分析
Φ38mm通井规+2m加重杆下放至1350m遇阻无法下放，此时，会有很多蜡附着在工具串上。在上提过程中，因蜡越积越多造成工具串上、下压
差增大而发生顶钻，致使钢丝打扭，打扭的钢丝团卡在防喷管入口，导致工具串无法提出井口。在发现工具串卡在采油树里面时，也没有及时关闭采油树主阀将其卡住，最终钢丝断裂，工具串落井。三、经验教训
(1)清蜡作业时严格遵守机械清蜡管理规定，控制清蜡工具串上提、下放速度，确定合理的工具尺寸。
(2)对于结蜡比较严重的井，在进行机械清蜡作业时可以适当放大油嘴，并增加吐蜡时间，防止排蜡不及时造成工具串上提过程中蜡越积越多而发生顶钻。
(3)发现工具串处进入采油树之后，应及时关闭主阀，利用闸板将工具串固定住，可为后续处理带来很大方便。
(4)作业过程中发生复杂情况后，应及时联系属地主管，及时、安全、有效地处理复杂情况，避免盲目操作导致复杂情况转变为事故。案例18.单井集输管段腐蚀探针设备顶端压盖刺漏事件一、事件描述
2013年1月21日11：20，维护班员工对某单井检查油嘴后开井时，发现安装在井场水平油气集输管段上的腐蚀探针设备顶端的压盖处有油气刺出。16：00左右，负责腐蚀探针设备的维护人员对腐蚀探针设备进行了检查和维修，试压合格后，该井于16：50开井生产，观察1h，腐蚀探针设备未出现渗漏，生产正常。二、原因分析探针与安装基座的配合示意图
(1)为了监测凝析气田产出的流体对油气集输管线的腐蚀情况，2006年对该气田2口单井井口油气集输管段安装了腐蚀监测设备，腐蚀监测设备由天普公司负责日常检维修工作，直至2012年初该项工作移交给四川科特公司负责，2012年12月底四川科特公司员工对2口单井的腐蚀监测设备进行检查，未按计划对密封探针杆及空心塞底部的膨体聚四氟乙烯密封垫进行更换，每两个月进行一次检维修工作未得到真正落实。探针与空心塞结构示意图
膨胀聚四氟乙烯垫片（使用温度范围-268～315℃，最高承受压力21MPa），具有抗蠕变、抗冷流、耐超低温、无污染、易安装与拆换的优异性能。在很小的预紧力下，即便在压力变动环境下又可承受相当大的内压，非常适用于粗糙或磨损不平及易碎玻璃面法兰的、温度交变的密封场合。
(2)当时该井井场水平管段安装的腐蚀探针监测设备刺漏部位为保护盖的内螺纹处（保护盖不能长期作为承压用途）。现场专业人员对保护盖进行拆卸，发现油气是从空心塞内心深处刺出。分析认为腐蚀探针密封螺母松动或密封螺母处的膨胀聚四氟乙烯垫片失效，导致油气从探针杆上端与空心塞之间的环形空间处刺出。对腐蚀探针现场拆卸，证实腐蚀探针密封螺母已经松动，且密封螺母处膨胀聚四氟乙烯垫片因长时间未更换失效。但由于现场专业人员称腐蚀探针监测设备需要整体更换，所需物料没有后备，没有对腐蚀探针密封螺母处及空心塞底部的膨胀聚四氟乙烯垫片进行更换（聚四氟乙烯垫片不能重复使用，尤其在高压环境下如果重复使用存在很大的安全隐患），仅对腐蚀探针密封螺母进行紧固及更换了保护盖及其里面的聚四氟乙烯垫片。现场拆卸时发现空心塞顶端未安装管塞（之前
就没装），完整的腐蚀探针设备空心塞上是装有管塞的。三、经验教训
(1)要加强井口腐蚀监测设备的检查保养，同时空心塞应加装管塞，建议安装配有主副密封的空心塞，提高设备的本质安全。
(2)加强现场此类设备巡检和管理，弥补设备管理疏漏点，从源头消除安全隐患。案例19.水平井计量分离器气相取样阀前焊缝刺漏事件一、事件描述
2012年3月27日17：00，处理站主岗接到巡检人员汇报，发现计量分离器01V2103气相有刺漏，主岗立即派副岗去现场确认为01V2103气相出口取样阀前焊缝刺漏。主岗立即启动相应应急预案，进行关井，对计量分离器进行泄压、置换，对取样阀前焊缝补焊处理。二、原因分析
(1)此阀为大连大高阀门有限公司2006年生产，DN15，PN160，已投入生产6年时间，而且刺漏焊缝管段容易积液，长时间导致焊缝腐蚀刺漏。焊缝腐蚀严重
(2)此焊缝焊接方式采用的是承插焊，承插焊焊后应力状况不好，易发生未焊透情况，且检测手段单一，不易发现内部焊接缺陷。承插式焊缝
(3)质量保证存在缺陷，对主要工艺管线焊缝每年定期组织检测，而对一些取样、放空、排气等流程处焊缝缺乏检测。三、经验教训
(1)对一些老装置、管线要加强巡检，重点检查，必要时定期对焊缝进行检测。
(2)承插焊焊后应力状况不好，易发生焊接未焊透情况，管系内部留有缝隙，所以用于缝隙腐蚀敏感介质的管道体系及洁净要求很高的管道体系不宜用承插焊。承插焊形成的是角焊缝，而对接焊形成的则是对接焊缝。从焊缝的强度、受力状况等分析对接焊缝要优于承插焊缝，所以在压力等级较高、使用状况恶劣的场合宜采用对接焊接形式。案例20.计量分离器液相调节阀前法兰渗漏事件一、事件描述
2013年6月7日10：20，员工巡检时发现计量分离器液相调节阀处从保温材料内有液体滴漏（大约2滴/s），拆除保温后发现滴漏位置为液相
调节阀LV2102前法兰八角垫位置轻微刺漏，截断前后流程后拆开前法兰取出八角垫，发现八角垫腐蚀严重，随即更换了LV2102前后法兰的八角垫。10：50，重新投用该计量分离器。二、原因分析
从拆除的旧八角垫可以看出，该八角垫腐蚀严重，内部出现较深的沟槽，且该八角垫上面没有任何标识。八角垫的材质为碳钢，与法兰的材质（不锈钢）不匹配。在管材及法兰连接处都为不锈钢的工艺管路上，由于不锈钢的电位较碳钢的正，若不锈钢的面积比碳钢的面积大，则构成大阴极，小阳极，阳极的腐蚀速度就加剧，从而引起碳钢的晶间腐蚀。特别是碳钢面积显著小于不锈钢时，腐蚀更加迅速，最终导致刺漏。三、经验教训
(1)应加强材料的验收环节管理，确保进入生产现场的材料满足质量要求。
(2)装置工艺管线连接时尽量避免异种金属在同一介质中接触，或尽量选择在电偶序中位于同组或位置间隔较近的金属合金，或设法对不同腐蚀电位的金属间接触面采取绝缘措施，控制电偶腐蚀。案例21.集气站出站紧急放空阀误动作事件一、事件描述
2010年1月23日12：52，采气队监屏岗发现某集气站系统压力由13.10MPa下降至12.98MPa。12：53，汇报至值班主管。12：55，查明压力下降原因为该集气站ESDV10601阀自动开启，并立即通知巡井工到现场处理，同时汇报分管领导和调度室。13：08，巡井人员到达现场。13：10，关闭ESDV10601前后手阀，恢复正常生产。二、原因分析
该紧急放空阀联锁信号由压力开关控制，且是集气站出站紧急放空阀唯一的联锁控制信号。压力开关由弹簧膜片和机械微动触点构成，受环境影响较大、工作不稳定，误动作造成出站紧急放空阀开启。三、经验教训
(1)对于紧急放空等安全保护系统，其信号检测应采用工作稳定可靠
的仪表，如压力变送器，必要时采用“3选2”表决系统提高系统稳定性。
(2)对现场仪表，应制定严格的检测和维护制度，尽量减少系统误动作的可能性。案例22.单井井下安全阀意外关闭事件一、事件描述
2010年1月30日16：00，采气队操作工给某单井采气树液动主阀、液动翼阀打备帽和关闭井下安全阀的液动控制针型阀，操作完毕后，通知自动化人员修改液相电动阀远程信号的接线并下装新程序。下装完毕后，程序调试正常。16：30，采气队操作工发现该井井下安全阀关闭，现场操作工按照操作规程进行开井操作，发现井下安全阀无法打开。
16：45，通知液控系统维护队伍到达现场；17：25，液控系统维护队伍到达现场检查液控系统，确认液控系统运行正常，继续反复进行开井操作，井下安全阀仍然无法打开。20：00～22：00，反复使用液控系统和手压泵向井下安全阀处打压至10000psi操作数十次未果。
1月31日6：30，调派700型水泥车和20m3污水拉运车赶到该井场，现场通过采气树测试阀门对井口升压，进行开井操作，反复几次无果。10：33，井下安全阀打开，现场组织恢复生产。二、原因分析
井下安全阀为安装在井下50～70m的安全截断控制系统，平时靠液压力保持开启，当地面安全阀不能关闭单井时，地面泄掉液压力，在井下关断流通通道，从而保证生产安全，开井时需要让它保持在开启状态，才能正常开井。
(1)井口针阀关闭不严，内漏造成液控管线压力降低导致井下安全阀关闭。在作业过程中关闭井口针阀作为锁定装置来确保井下安全阀前的液控回路压力不降低，保证井下安全阀不能关闭。当井口针阀不能起到保压的作用时，井下安全阀关闭。
(2)井下安全阀关闭后，由于井口主、翼阀均处于强制打开状态，井下安全阀以上备压失去，造成现场反复打压无法打开井下安全阀。液控系统控制示意图
(3)现场人员关闭井口针阀，未观察井下安全阀压力变化情况就直接进行操作。三、经验教训
(1)从液控柜内关闭井口针阀回油针阀，可以观察到井下安全阀的压力变化情况，压力不足时可以手动补压，避免压力过低造成井下安全阀关闭。
(2)在进行井下安全阀回油针阀强制关闭操作后，应观察30min井下安全阀压力变化情况，若压力下降速度过快，则要考虑管线上存在漏点，需要处理好后再进行强制操作。案例23.单井集输管线被挖断事件一、事件描述
2012年12月18日14：05，某新井地面建设施工时，在距离联合站西北角外200m处挖破另一单井进站集输管线，造成少量原油、天然气泄漏，现场无人员受伤。14：20，该井关井，同时截断该井进站阀门。19日1：30，抢修人员赶到现场开始抢修，12：00修复完成。单井集输管线挖断现场二、原因分析
(1)施工队伍安全意识淡薄。施工队伍挖掘作业前跨过作业区两级安全管理，未办理作业区级《临时队伍入场许可证》和《站队级挖掘安全工作许可证》，擅自组织该井集输管线管沟机具开挖作业，导致安全管控措施失效。后经证实施工队伍负责人认为是中午就餐时间，甲方人员没有在场，随即安排挖掘作业，等下午上班时间再去办理《作业区临时队伍入场许可证和高危作业许可等工作，导致所有风险管控措施失效，挖掘到20m左右时管线被挖破。
(2)作业管理程序执行不严。作业区针对此项施工作业，虽严格执行天然气事业部《关于强化事业部非常规作业管理》的通知要求，但站队主管风险识别和管控意识不强，直接将挖掘施工作业管理安排给负责站队运行的承包商队伍负责人，未有效履行监管职责。
(3)负责站队运行的承包商队伍执行力不强。承包商队伍对此项工作的重视程度不够，工作摊派现象明显，并对安排的工作未进行有效的跟踪监控。三、经验教训
(1)工程项目施工过程中，应细化工程施工环节、分析施工风险，明确风险管控单位和具体落实责任人，确保风险受控。在作业前可将施工区域内管线走向图，尤其是埋地隐蔽工程的管线走向向施工单位交底，杜绝挖掘作业挖断管线风险。
(2)进一步加强承包商队伍管理，明确属地划分和属地主管责任，引导施工单位管理人员转变安全观念、落实安全管理要求。案例24.单井高架罐着火事件一、事件描述
2011年4月14日21：00左右，某单井值班人员对井场进行了例行巡检，未发现异常情况。21：25，两人在值班室内听到较大声响，立即出值班室查看，发现3号高架罐着火，马上启动应急处置预案，值班人员甲进行关井操作，值班人员乙切断分离器出口及高架罐进口阀门。在值班人员乙跑向加热炉中途，4号罐发生爆炸、5号罐起火。约5min后，两人完成关井、断电全部应急操作，随后值班人员甲立即向赶来的班长汇报情况，班长在赶来现场的途中已经向作业区汇报了火灾情况。
22：30，作业区组织两辆消防车到达现场开始灭火。同时事业部启动二级应急预案，事业部经理赶往现场。23：10，扑灭高架罐明火，消防队继续用冷水冷却各罐，之后对现场进行隔离、监护。
该事故造成4号罐整体开裂（报废）、3号罐轻微变形（可修复）、6号罐罐体鼓胀变形（可修复）。二、原因分析1.直接原因
(1)化学清蜡剂残留物反应导致起火。化学清蜡的原理是利用清蜡棒中碱金属与水反应生的热量融化蜡，融化的蜡混入原油中排出。但如果原油含水较低，会存在反应不充分的情况，残留的碱金属随原油生产进入罐中。遇水会再次发生反应，产生热量或着火燃烧。
(2)3号罐属顶部喷溅式注油，液口与液面之间的距离约为1.4m，（GB50183—2004要求小于20cm）可能导致静电聚集并放电。3号罐有一未接地的金属浮球可能处于油表面，可能导致浮球放电。
(3)液位计的铅锤碰撞其他金属物体产生电火花。4号高架罐液位计的铅锤为钢制，没有固定，悬挂在4号高架罐外侧，因风吹动而摩擦碰撞导向滑轮、罐壁或保温层的铁丝网，产生火花引燃高架罐附近的油气，导致3#罐着火。2.间接原因
(1)在引进新技术、新工艺、新材料等新东西方面论证把关不严，存在风险控制漏洞。如清蜡棒化学清蜡技术的使用，在其他油田很少有应用，油田引进时，没有对该技术在油井、试采井应用进行充分的论证把关，没有进行深入的危害识别和风险分析。
该井化学清蜡棒清蜡作业手册中，没有针对不同类型含水井细化施工作业程序和内容，清蜡棒对试采井生产造成的风险没有分析和提示。
现场对该类作业过程缺乏有效监督，该井的化学清蜡作业，甲方没有派人跟踪监督，只有试采井的值班人员在现场，缺乏这方面的专业知识和必要的培训。
(2)对高架罐设计的标准执行和把关不严，该高架罐进油口的设计违反《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183—2004）6.1.12规定：油品储罐进液管宜从罐体下部接入，若必须从上部接入，应延伸至距罐底20cm处。
高架罐设计人员未掌握油气防静电知识，没有意识到油罐内漂浮的不接地的、孤立的导体和金属突出物带来的火灾隐患。
(3)高架罐设计人员没有分析到高架罐金属附件存在的火灾风险。如高架罐液位计铅锤、人孔盖、罐号牌、安全警示牌等金属附件均未固定；
针对试采井的隐患排查未分析出活动的金属附件可能碰撞产生火花。三、经验教训
(1)在应用和即将引入的新技术、新工艺、新材料前，充分论证应用先例，并进行针对新技术的风险分析，确认是否引进了新的安全风险和隐患。
(2)通用性强的临时施工作业（如清蜡、动态监测、井下作业等），应针对单井的特点进行风险分析，制定相应的风险控制措施。
(3)事业部技术部门直接安排的临时作业，应明确监督责任主体，技术人员应对作业过程进行监督和确认。
(4)针对利旧设备，应在安装前排查设备是否满足设计标准。在标准改变时，应对现有设备开展合规性审查。案例25.计量分离器磁翻板液位计筒体下法兰刺漏导致关井事件一、事件描述
2010年11月27日16：10，采（油）气队员工在某集气站内监护调节阀厂家维护选井阀组时，发现站内计量分离器就地磁翻板液位计筒体下法兰泄漏，且泄漏量很大，巡井人员紧急疏散集气站内人员，关闭加热炉，断开集气站内供电，切断流程并立即上报调度室和属地主管。16：15，现场组织切断计量分离器流程，并关闭该单井，通过放喷管线对计量分离器快速泄压。
经核实，11月25日，组织各方对该单井、集气站计量分离器和选井阀组进行投运前安全审查，审核过程中计量分离器及附件未发现问题，移交工艺安全信息资料时，施工方和施工监理称计量分离器耐压强度试验和计量分离器就地磁翻板液位计气密性试验已经完成，报告下午移交至工艺安全室，投运前采油（气）队对计量分离器建压过程中，对就地磁翻板液位计进行气密性试验，压力12MPa，温度40℃，液位50%，保压3h，无渗漏。二、原因分析
对该液位计下法兰拆卸发现，法兰螺栓完全紧固，下法兰密封垫片采用非金属石棉垫，已经刺损剩下一半。该磁翻板液位计为安徽华信仪表电器公司生产，为乙供料，下法兰刺漏处石棉垫为厂家成套配备，经分析，非金属石棉垫密封不适用于高压密封，应采用金属缠绕垫片。石棉垫刺损情况三、经验教训
(1)严格投运前安全审查，尤其对工艺安全信息资料的提交，如检测检验记录、试压记录、产品合格证等资料应在装置投运前提供。
(2)用户和监理方应共同加强对乙供料监管，要充分体现对乙供料的“甲控”效果，确保进入现场的产品质量合格、施工规范。案例26.转油站高压隔离开关柜故障事件一、事件描述
2013年3月9日16：10，某转油站值班人员在主控室内听见配电室内有异响，打开配电室门发现，10kV高压隔离开关柜内有电火花并伴有剧烈放电声，柜内有浓烟冒出，值班人员随即通知相关人员进行故障处理；16：27，油气生产技术部工作人员到达现场，切断10kV高压端电源，高压开关柜断电；17：00，巡井主岗排查站外单井生产情况，发现7口机采井已停机。二、原因分析
经现场调查分析，该事件是由10kV高压隔离开关下端的电缆头施工质量和安装工艺存在缺陷，经过长时间的累积，造成绝缘水平下降，引发局部放电，导致绝缘被击穿。高压隔离开关柜烧毁现场
(1)从现场遗留的痕迹来看，电缆头在安装时为便于接线，每单相电缆从根部开始，经历了大扭矩、大角度的弯曲，很可能造成电缆头应力管的隐形损伤，形成故障隐患。
(2)从故障现场反映出的电缆头安装施工工艺来看，可能会在各部位产生气隙，对于交联聚乙烯绝缘电缆来说，它耐局部放电性能差，受杂质和气隙及水分的影响很大，在这些缺陷处易产生局部电场集中，发生局部放电。另外，由于运行中的弯曲变形、冷热作用，金属屏蔽层与绝缘层之间就更易产生气隙，气隙的局部放电，虽然不会立即导致整个介质的击穿，但是绝缘内部空隙处逐步形成电树枝，并向纵深发展，绝缘加速老化直至发生绝缘电击穿或热击穿。
(3)在调查中发现简易变10kV开关柜继电保护装置未动作（配备电流速断、过负荷保护），虽然故障初期电缆发生的可能是单相接地（或单相对地闪络），不作用于跳闸，但随着状况的恶化，电缆头相间绝缘水平的降低，发生过负荷乃至相间短路的可能性大增，不排除10kV开关柜继电保护装置缺陷（定值设定或保护装置本身）而导致开关柜拒动，致使故障进一步扩大、恶化，直到高压隔离柜熔断器熔断开路，造成该区域断电。
综上所述，该转油站10kV转油变在工程施工过程中，由于现场施工质量和安装工艺存在问题，致使简易变10kV开关柜至转油站10kV转油变之间的连接电缆头产生隐性缺陷（A相电缆头应力管处产生气隙，易产生局部电场集中），短时间内不易爆发，随着时间的推移，缺陷处日积月累，在2013年3月9日15：58发生局部放电，A相电缆对地闪络，引起该区块10kV电网波动，造成保护设置较为灵敏的1台转油泵、3台抽油机、4台电潜泵低电压保护跳闸，而此时故障并未被发现消除，而是在继续恶性循环，至16：10分电缆绝缘被击穿，被值班人员发现。
总之，此次某转油站高压隔离开关柜故障事件是由电缆头施工质量引发，而简易变10kV开关柜继电保护装置第一时间未能跳闸造成了事态扩大。三、经验教训
(1)对一些专业性强的施工材料选型、进场验收及工程施工管理必须有专业能力强、经验丰富的人员进行把关。
(2)电力等专业性强的新改扩建项目须进行专业投运前安全审查（此项目应包括现场施工接线和施工图的符合性及试运测试记录等文件审查等）。
(3)配电柜进出线配备气溶胶灭火器，在相同的其他高压配电柜母线上加装温度声光报警系统。案例27.闸阀闸板脱落导致超压事件一、事件描述
2011年4月28日8：12，某采气井油压由30.87MPa上升至38.25MPa，一级节流后压力由14.04MPa上涨至38.22MPa。9：45，值班主岗安排巡井工到现场对远传数据和现场数据进行核对，10：45，巡井工发现远传数据和现场数据一致后，向调度室汇报后关井。10：50，巡井工开始对采气树至出井场管线进行泄压，发现加热炉出口至出井场管线压力无法泄掉，11：20，巡井工通过加热炉旁通管线对加热炉出口至出井场管线进行泄压；15：00，打开加热炉进口阀门阀盖进行检查，发现阀门丝杆断脱。该井井口简易流程二、原因分析
阀杆脱落原因为T型头连接加工时精度未准确控制，螺纹间隙过大，丝扣啮合面积不够，造成阀板脱落。T型头上表面与丝杆通过2处对称点焊的方式加固。拆检后发现该阀门T型头上表面2处点焊脱落，与T型头焊接在一起的丝杆头断裂。阀门损坏情况三、经验教训
(1)在阀门选型、采购时，应根据使用工况，对阀杆与阀板连接形式向厂家提出具体技术指标，以满足生产要求。
(2)此种结构的阀门阀杆和T形头应整体锻造成型，保证结构强度。
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