采气二厂十二项安全风险管控方案9.5.docx

三普/采气二厂安全风险管控方案中石化华北石油局三普石油工程公司中石化华北油气分公司采气二厂2017年9月三普/采气二厂安全风险管控方案编委会主任：王爱江何海元副主任：王建亮曹晓斌刘荣才计署东张亚军编委：尹超张培李海林杨成玉张晓斌段建信何峰刘安光辉谢洪勇付长春武宏朝宋新成刘樊华张珩贺海龙王建强宋建民王晓勇宋虎子答红卫同青海韩宏轩王勇升仲鲁艳张敏周月鹤i甚建王健杨鹏目录1、张天渠联合站原油泄漏及火灾爆炸风险管控方案11.l风险分析11.1.1风险描述11.1.2风限定点11.1.3风险级别11.1.4风险责任21.2风险控制21.2.1风险控制措施21.2.2控制措施51.3应急指挥机构及职责52、多矿种交叉开采风险管控方案82.1风险分析82.1.1风险描述82.1.2风限定点92.1.3风险级别102.1.4风险责任102.2风险控制Il2.2.1控制措施112.2.2剩余风险评价192.3应急管理202.3,1应急处置202.3.2应急预案213、油气集输管线泄漏风险管控方案223,1风险识别及分析223,1,1风险描述223.1.2风唆定点223.1.3风险簸别223.1.4风险责任233,2风险控制233.2.1控制措施233.2,2剩余风险评价253,3应急管理253,3,1应急处置253.3.2演练计划304、天然气回收作业火灾爆炸风险管控方案314,1风险分析314.1,1风险描述314,1.2风唆定点314.1,3风限级别314.1,4风唆责任324.2凤险控制324.2,1控制措施324.2.2剩余风险评价334.3应急管理344.3.1应急处置344.3.2演练计划375、场站油气泄露及爆炸风险管控方案385.1风险分析385.1.1风险描述385.1.2风限定点395.1.3风险级别395.1.4风险责任405.2风险控制415.2.1控制措施415.2.2剩余风险评价435.3应急管理“.“.“.“.“.“.“.“.“.“.“.“.“.“.“.“.“.“.“445.3.1应急处置445.3.2演练计划476、井下、井口作业井喷失控风险管控方案496.1风险分析496.1.1风险描述496.1.2风限定点496.1.3风险级别496.1.4风险责任506,2风险控制506.2.1控制措施506.2,2剩余风险评价S26,3应急管理526.3,1应急处置527.3.2演练计划587、动火作业火灾爆炸风险管控方案597.1风险分析597.L1风险描述S97.1.2风唆定点597.3风险领别S97.1.4风险责任S97.2风险控制607.2.1风险控制措施607.2,2剩余风险评价627.3应急管理627.3,1应急处置627.3,2演练计划668、工艺系统试压泄露风险管控方案678,1凤险分析678.1,1风险描述67&1.2风限定点678.3应急管理708.3.1应急处置708.3.2演练计划729、压缩机气体超压或泄露风险管控方案739.1风险分析739.1.1风险描述739.1.2风险定点739.1.3风险级别739.1.4风险责任749.2风险控制749.2.1控制措施749.2.2剩余风险评价759.3应急管理769.3.1应急处置769.3.2演练计划7810、转岗人员技能不足引发违章或失误风险管控方案8010.1风险分析SOio,1.1风脸描述so10.1.2风险定点8010.1.3风脸缓别81I(U.4风脸责任8210,2风险控制8210,2.1控制措施8210,2,2剩余风唆评价S310,3应急管理8410,3.1应急处置8411、道路交通运输风院管控方案86ILI风险分析8611.1.1风脸描述8611.1.2风脸定点8611.1.3风脸缓别8611.1.4风险责任87IL2风险控制87U,2.1控制措施8711.2.2剩余风险评价8811.3应急管理8811.3.1应急处置8812,金属软管刺露及爆炸风险管控方案9112.1风险分析9112.1.1风险描述9112.1.2风险定点9212.1.3风险责任9212.1.4风险级别9212.2风险控制9312.2.1控制措施9312.2.2剩余风险评价9412.3应急管理9412.3.1应急处置9413、社区公共安全风险管控方案9813.1风险分析9813.1.1风险描述9813.L2风险定点9813.1.3风险级别9813.1.4风险责任9913.2风险控制10013.2.1风险控制措施10013.2.2剩余风险评价10113.3应急管理1021、张天渠联合站原油泄漏及火灾爆炸风险管控方案1.1风险分析1.1.1风险描述张天渠联合站位于陕西省定边县砖井镇徐梁村西仁沟大队，其东北边、西边、西北边有民房，其余均为农田。2002年10月由华北石油局第九普查勘探大队进行施工建成并投产运行，主要担负着采油管理一区张天渠油田原油脱水、外销及采出水处理任务，设有原油罐区（罐容1400吨）、原油外输、污水处理、注水、消防供水、热工、化验等岗位，管理着各类设备设施25台（座）。2014年11月改造完成污水处理系统，设2座200m3玻璃钢污水罐。采油管理一区张天渠联合站1.1.3风险级别张天渠联合站原油泄露事故严重性为E级，健康和安全影响为界区内3-9人死亡；10人及以上，50人以下重伤；界区外1-2人死亡，3-9人重伤；财产损失影响为事故直接经济损失1000万元以上，5000万以下；发生失控的火灾或爆炸。非财务影响与社会影响为引起国内或国际媒体长期负面关注；造成省级范围内的不利社会影响；对省级公共设施的日常运行造成严重干扰；引起了省级政府相关部门采取强制性措施；导致失去当地市场的生产、经营和销售许可证。张天渠联合站原油泄露事故发生可能性级别定为6,级别定性描述为类似的事件在中国石化曾经发生过，级别定量描述为KT：>F21（T次/年即IOoO至IooOO年发生一次。考虑上述因素，将多矿种交叉开采定为较大风险。1.1.4风险责任表1-1张天渠联合站原油泄露风险责任表风险名称风险描述责任领导责任科室责任人责任基层队责任人张天渠联合站原油泄漏风险张天渠联合站因设备异常、操作失误等原因，造成原油泄漏，引发火灾爆炸、环境污染王爱江设备管理科光辉采油管理一区张晓斌1.2风险控制1.2.1风险控制措施（一）管理措施1.根据集团公司安全管理手册、中国石化设备管理办法2015版等制度，结合本单位情况制定配套制度和实施细则，按设备分级管理的要求，对关键、重大设备修订、建立管理办法。修订操作规程、点检办法、维保规程和油水润滑图表，推进设备操作、保养制度化、规范化，确保各项工作有章可循，设备安全运转。根据重大安全风险涉及的环节、风险源，修订、简化原有应急预案等，建立应急处置卡。重点检查：点检办法、润滑图表、应急预案2.加强现场运行管理，把设备点检制度落在实处，对主要生产设备设施特别是关键重大设备组织设备管理、操作人员、维修人员结合实际工况制定点检方案，对点检部位（项目）、点检标准、点检人员、点检周期、点检方法及流程、分析、奖惩等作出明确要求，要有可操作性和可重复性，可以设计成点检卡片形式。（二）工程技术措施1.完善重点风险区域内的锅炉、压力容器、压力管道及附件、起重机械等特种设备的档案，严格按时检测，定期对设备的安全附件进行校验，保证各类安全附件灵敏。2.常压储罐虽不属于特种设备范畴，中石化2015版设备管理办法中特别对对常压储罐的管理、检测做出了明确要求，严格定期对储油罐整体进行腐蚀、变形检测。3.配备移动式可燃气体检测设备，并定期对污水池、排水渠等死角进行可燃气体检测；重点区域安置固定可燃气体检测设备，定期对探头进行检测。4.严格执行中国石化安全视频监控系统配置管理规定，加强张天渠联合站的监控设施配置，确保生产现场视频监控，实现全天候、全覆盖。5.加强消防设施的配备、检验情况，降温喷淋系统按时维保，定期对消防烟雾自动灭火装置进行检查，每日对消防泵进行一次盘泵，每月进行校验、维修、复位。6全面排查防雷、防静电、防触电等配套设施，接地规范，对避雷针、地线等按期检测，保证符合规范要求。7.按照保养计划对站内设备及管线阀门进行维护保养，对需要防范静电的法兰安装跨接线缆。8.防火堤应能承受所容纳油品的静压力，严禁防火堤开洞，防火堤有效容量不能小于油罐组内一个最大的油罐的容量。9.对重大、关键装置，压力容器、压力管道等特种设备及配套附件，对设施检维修所需各类配件的采购严格按合同进行验收，保证质量达标，满足安全生产需求。（三）应急措施1.制定应急预案时，采气二厂应按照集团公司关于应急预案简化、卡片化的最新要求，针对不同情况下的突发事件分别细化应急措施；张天渠联合站制定现场处置方案并落实卡片化。2.完善应急设施，张天渠联合站应配齐消防设施、正压呼吸器等应急设施，列入应急物资采购计划。生产运行管理部注意检查、督促。3.加强应急演练，采气二厂与油气支持中心、地方消防部门等单位对双方的应急预案充分沟通，协调一致；张天渠联合站对于其他单位救援时需要使用的设施要及时沟通，保证各方处置程序正常衔接。4.保证消防通道畅通无阻。（四）个体防护措施1.全员持证上岗，一是检查是否全员持证上岗，特别是特种设备操作人员资格证书；二是检查持证上岗人员对岗位安全职责的认识。2.操作人员掌握安全设备、工具的应知应会内容，对灭火器材、呼吸器、气体检测仪等设备熟练使用。3.操作人员对本岗位作业的风险、危害和防范措施充分了解，掌握本岗位的应急处置措施；熟知对本岗位涉及的风险对应的应急处置卡片内容，清楚处置程序。4.操作人员的安全防护设施必须到位，需要按期检验的必须按期检验。1.2.2控制措施表1-2剩余风险评价表风险名称风险描述落实控制措施后的剩余风险可能性严重性风险级别张天渠联合站因设备异常、操作失误等原因，造成原油泄漏，引发火灾爆炸、环境污染3人身伤害DD3一般风险财产损失EE3声誉影响EE31.3应急指挥机构及职责（一）应急指挥机构总指挥：王爱江副总指挥:刘荣才现场指挥：刘荣才现场副指挥：张晓斌吕德龙成员：安全员生产班组技术组司机班组后勤组设备管理员物资材料员（二）职责总指挥：接到报警立即启动应急预案并向局、分公司应急指挥部报告；组织指挥各应急抢险小组开展应急救援工作；向局、分公司应急指挥中心汇报损失或人员伤亡情况；组织、协助相关机构对事故的调查、处理。副总指挥：第一时间赶到事故现场进行现场抢险指挥；协助总指挥及现场指挥开展应急行动及指挥工作并制定应急抢险方案；现场协助实施应急抢险方案。现场指挥：采油管理一区现场指挥接到报警后立即启动区级应急预案并向采油厂指挥部报告，立即组织采油一区应急抢险小组开展应急救援工作，向采油厂应急指挥中心汇报损失或人员伤亡情况；组织、协助相关机构的事故调查、处理。成员：配合现场指挥按照既定抢险方案开展应急救援工作。（三）应急救援工作小组a）警戒疏散组（后勤组）：负责事故现场的警戒、治安保卫、人员疏散、指挥交通、道路管制等工作；b）应急检测组（技术组）：负责现场各类数据实时监测工作；c）通讯联络组（生产组）：负责事故现场通讯联络和对外联系,车辆组织等工作；d）抢险搬运组（司机班）：负责现场受伤、中毒人员的疏散、抢救，现场重要设施物资的搬运，抢修等工作；e）消防救援组（维修班）：负责事故现场的抢险、消防、救援工作；f）物资供应组：（设备管理）负责抢险救援物资的供应和运输工作；g）医疗救护组：（后勤组）负责现场医疗救护及中毒、受伤人员的紧急抢救和护送、转院工作；h）善后处理组：（后勤组）负责进行事故调查和事故报告；负责生产系统事故应急处置，组织各系统安全停产和生产恢复工作。i）预情管理组：收集火灾发生原因，现场状况，及时编写材料向上级业务部门汇报，未经上级领导同意，不能擅自向外界发表言论。（四）处置程序a）信息报告方式原则上可采取固定电话、手机、对讲机等进行口头汇报（应急联络电话）。b）信息报告内容信息报告内容应包括：发生事故的单位、事故发生的时间、详细地点和部位、事故类别、简要经过、伤亡人数以及现场救援所需的专业人员及抢险设备以及已采取的措施，报告应包括但不限于"火灾爆炸事件报告内容表”要求的内容2、多矿种交叉开采风险管控方案2.1风险分析2.1.1风险描述天然气开发一般均为通过气井把蕴藏在地下一定深度的天然气开采到地面上，再通过地面设施对天然气进行集输、处理、储存，然后输送出去；而煤矿开发则是通过井巷把储存在地下一定深度的原煤开采到地面上。对于东胜气田和共生煤矿而言，二者在投影面上是重叠的，但在垂直方向上则是各有其层位，二者仅仅只是在煤矿巷道与井筒上可能存在立体交叉或重叠（在东胜气田，气田层位一般为地下2000m-3500m,共生煤矿的层位一般300m-700m）o因此，有必要对东胜气田与共生煤矿交叉开采进行危害识别与风险分析，明确安全责任主体、为确保企业安全发展提供技术支撑。对单一矿种开采对其它矿种开采所带来的主要危害进行分析，结果分别如表2-1和表2-2所示.表2-1煤矿开发对气田带来的危害统计表序号1煤矿作业活动巷道掘进工作面回采作业活动可能产生的危险有害因素冒顶、片帮、机械伤害、电气伤害、瓦斯爆炸、透水、物体打击等爆破（含爆破飞石、有毒气体、爆炸冲击波、爆破震动、爆破噪声）、冒对气田设施的影响备注物探作业2掘进（回采）过程中遇顶、片帮、机械伤害、电气伤害、瓦活动处于斯爆炸、透水、物体打击等到井筒，导致井漏、天地面，煤矿钻孔作业卡钻、高处坠落、物体打击、淹溺、然气进入巷道导致火灾3机械伤害等爆炸，爆破震动等开采活动位于地下。其他爆破（含爆破飞石、有毒气体、爆炸冲击波、爆破震动、爆破噪声）、冒4顶、片帮、机械伤害、电气伤害、瓦斯爆炸、透水、物体打击等表2-2气田开发对煤矿带来的危害统计表序号气出作业活动作业活动可能产生的危险有害因素对共生煤矿的影响备注1物探爆破（含爆破飞石、有毒气体、爆炸冲击波、爆破鹿动、爆破噪声）、车爆破鹿动2钻井辆伤害、淹溺、迷路等井喷、井塌、井漏、卡钻、井下复杂情况、井下事故等、高处坠落、物体钻遇巷道导致井漏物探作业3压裂打击、淹溺、机械伤害、火灾等井喷、井漏、高处坠落、物体打击、井漏活动处于地面，煤矿开采活动4采气机械伤害等。火灾爆炸、冰堵、噪声、电气伤害、无影响位于地下.5油气集输及处理物体打击等。火灾爆炸、机械伤害、噪声、物体打无影响击、高处坠落、电气伤害、物理爆炸。对表1和表2进行总结分析，可以得出，东胜气田和共生煤矿交叉开采带来的问题共有两个方面:一是交叉开采直接作业冲突，由于安全距离不足引起的直接事故。如矿井掘进过程中安全距离不足，近距离接触采油气井井身结构，掘进面会沟通水层和煤层，导致透水事故；二是直接接触采油气井井筒，掘进机械会将套管钻破，天然气外泄，导致爆炸火灾、人员窒息等事故的发生。主要表现为：爆破作业振动波的风险；井漏发生火灾爆炸的风险；透水的风险。2L2风险定点通过对东胜气田与共生煤矿交叉开采作业活动可能产生的主要危害因素进行识别可知，导致事故发生的危害因素主要有四类：井漏、透水、爆破及地表沉陷。在对东胜气田与共生煤矿交叉开采进行危害识别与风险分析前，首先对东胜气田与共生煤矿交叉开采区域内的井场和站场进行筛选，确定风险区域内风险点。通过与华北油气分公司相关处室对接以及采气二厂目前掌握的东胜气田单井、站场的相关坐标数据，将相关坐标数据统一转换为经纬度坐标，然后采用相关软件对东胜气田、各共生煤矿拐点坐标在软件上进行标识，从而确定东胜气田与各共生煤矿交叉开采的风险区域内井场、站场的数量和位置。2.1.3风险级别多矿种交叉开采事故严重性为E级，健康和安全影响为界区内3-9人死亡；10人及以上，50人以下重伤；界区外1-2人死亡，3-9人重伤；财产损失影响为事故直接经济损失1000万元以上，5000万以下：发生失控的火灾或爆炸。非财务影响与社会影响为引起国内或国际媒体长期负面关注；造成省级范围内的不利社会影响；对省级公共设施的日常运行造成严重干扰；引起了省级政府相关部门采取强制性措施；导致失去当地市场的生产、经营和销售许可证。工艺系统试压作业事故发生可能性级别定为6,级别定性描述为类似的事件在中国石化曾经发生过，级别定量描述为10">Fl()T次/年即1000至10000年发生一次。考虑上述因素，将多矿种交叉开采定为较大风险。2.1.4风险责任表2-3多矿种交叉开采风险责任表风险名称风险描述责任领导责任科室责任人责任基层队责任人多矿种交叉开采风睑鄂尔多斯盆地油、气与煤矿等其他矿重交叉开采，因井巷贯通、地表塌陷等原因，造成火灾爆炸、矿井透水、财产损失王建亮生产科李海林采气管理一区采气管理二区刘樊华贺海龙2.2风险控制2.2.1控制措施从国内外情况来看，油气与煤炭资源重叠情况较多，但油气田企业与煤矿企业在进行相关资源开采时基本都采取相互避让，互不影响的办法，在同一区域内同时密集进行油气和煤炭资源开发尚无先例,其中两种资源在交叉开采时要面临许多安全隐患，BP：如果煤炭在采掘过程中对油气井筒或管道存在误判或偏差，强行切割，会带来严重的安全隐患；煤炭开采上覆岩层运动造成多个方向不平衡的牵引力会错断油气井管柱，造成油气泄漏，油气瞬间充满煤矿巷道及外溢将对工作人员和周边环境造成毁灭性灾难；在作业交叉区域更易发生钻井过程中钻入煤矿巷道发生井漏，而堵漏注入的大量水泥又将巷道完全堵死；钻孔废弃封堵后如果采用水泥砂浆全孔封闭技术，煤炭开采时可能会发生漏气现象；废弃的钻孔裂缝可能会沟通上下各含水层并对己有巷道造成影响。结合分析上述安全隐患，对东胜气田与煤炭交叉开采提出如下管控措施。（一）管理措施（1）建立健全各项安全制度结合油气与煤炭交叉区域开采特点，制定具有针对性的各项安全管理制度；各类机械的安全作业制度；用电安全制度；现场安全作业制度；防水、防火等措施；各种安全标志的设置及维护措施等。（2）夯实安全基础工作1）进一步落实安全生产责任制。建立健全HSE管理委员会，明确HSE管理体系综合管理部门，配齐安全专职人员，进一步明确安全管理和监督的责任主体，实现职责履行与业绩考核紧密挂钩。层层分解责任、传递压力，达到风险共担。2）强化现场安全管理和监督，加强对重点领域、关键环节、要害部位的监督检查。要切实落实岗检、巡检、交接班及干部值班制度；加强对现场高风险作业的管理；对动火、动土、临时用电、进入有限空间、高空作业等高风险作业实行作业许可制度；建立健全特种设备安全管理档案,依法进行登记注册，按规定进行检验检测，做好维护、保养、检查和监控；加强对爆炸物品和危险化学品的安全管理，按照相关规定严格实行许可证制度。3）严格进行人员变更审查和实施过程的控制。高度重视基层一线关键操作岗位人员顶岗、替岗、换岗的变更控制，严格执行人员变更审批制度，特别是严格做好人员变更的HSE能力确认，杜绝员工随意顶岗等行为。加强装置、设备的检修管理，抓好相关关键技术和设备变更的风险分析和控制，确保生产建设全过程安全受控。4）加强隐患排查治理。对在役和在建油气管道的生产设施、施工现场进行隐患排查，全面识别和评估各种不安全因素，采取切实有效的措施确保油气管道设备设施安全运行。严守油气生产设备设施、严控重点要害单位、严查整治安全风险、严抓关键环节，对确定的治理范围进行拉网式排查。根据排查结果，按照轻重缓急制定整改措施，明确整改时限，落实整改资金。坚持重大安全隐患重点督办、跟踪治理和逐项整改消除的制度。建立隐患治理信息报送制度，并进行综合分析和动态追踪。有针对性地制定年度安全生产资金提取和使用计划,专项用于安全技术措施的落实和隐患治理。5）加强全面风险管理。实现从项目设计、建设、投产到退役的全生命周期风险管理。设计阶段要严格落实专项评价结论；建设阶段推行开工前HSE审计和投产前专项检查；运行阶段加强作业安全风险、设备设施风险及人员安全风险管理，逐步实现向主动、科学型安全管理的转变。6）强化建设项目质量安全环保管理。严格实行建设项目安全环保“三同时"（同时设计、同时施工和同时投入使用）管理，将其执行情况纳入各级管理人员安全环保业绩考核指标，严格管理，力争从源头上消除各类安全生产和环境保护的隐患。在项目前期开展安全预评价，以充分指导工程设计；在初步设计阶段编制安全设施设计专篇，严格落实专项评价建议和措施：推行初步设计至施工图设计阶段的危害与可操作性分析工作，有效控制工艺流程中存在的隐患和危险源；项目施工中要加强监督检查，确保安全设施与主体工程同期施工；项目竣工验收前进行安全专项验收，确保管道投产后的运行安全。7）加强安全技术管理。加强对关键生产装置、要害部位及油气场（站）等易燃易爆场所的安全技术管理,重点突出防重大自然灾害、防第三方破坏、防腐蚀等完整性技术管理。完善安全技术措施、作业规程、操作规程的审批制度。严格进行安全技术资料审查和管理，健全安全技术资料档案。定期对企业有关储运、安全等标准进行清理更新，提高标准的实效性。抓好重大安全科技项目攻关、现场试验和技术推广工作，促使整体安全科技水平上台阶。积极开展国际交流与合作，加快先进安全生产技术引进、消化、吸收和自主创新的步伐。（4）安全生产检查针对油气开采的特点和管理模式，分别制定安全检查办法和安全奖惩办法。1）作业前的安全检查主要内容包括:油气及煤炭开采组织设计是否有安全措施，机械设备是否配齐安全防护装置，安全防护设施是否符合要求，操作人员是否经过安全教育和培训，安全责任制是否建立，开采过程中潜在事故和紧急情况是否有应急预案等。2）定期安全生产检查治安保卫大队、各采油气管理区对所辖油气井每月组织安全大检查，积极配合厂部进行专项和重点检查。3）经常性的安全检查安全管理人员、安全员日常巡回安全检查。检查重点：交叉区域内集气场站以及各危险源作业、管道监测、机械设备等。4）专业性的安全检查针对作业现场的重大危险源，对开采现场的特种作业安全、现场的操作技术、现场大中型设备的使用、运转、维修进行检查。（二）工程技术措施1、油气管道保障措施（1）在油气管道沿线沙（土）体沉陷过程中，管道沿线不同位置受到弯曲拉应力和压应力共同作用。埋地管道受管周围土体沉陷作用发生变形，其变形可分为3个部分，如图5-1所示：第部分为非沉陷区区域，该部分管道既不产生弯曲变形也不承受弯曲应力的作用；第部分处于沉陷影响区边缘区域，管道沿线承受沉陷影响，该部分管道变形是上凸的正曲率曲线，管道顶部受拉，底部受压；第部分处在沉陷区中部区域，该部分管道变形是下凸的负曲率曲线，管道顶部受压，底部受拉。图2-1油气管道弯曲下沉的变形区域分布（2）通过管道沿线中部的应变数据，并结合沉陷过程中管道沿线顶部和底部应变的演变特征可发现，在土体沉陷过程中，管道沿线管-土之间的摩擦力可简化为如图3-2所示，沉陷区边缘区域管-土之间的轴向摩擦力其方向是背离沉陷区中心，沉陷区中部区域管-土之间的轴向摩擦力其方向指向沉陷区中心。图2-2油气管-沙（土）摩阻力的分布特征示意图（3）油气管道最容易破坏的位置是沉陷区中部和边缘处，在沉陷区域中部，管道顶部受压应力，底部受拉应力；在沉陷区域边缘，管道顶部受拉应力，底部受压应力。因此，在工作面回采过程中，结合管道应力情况，时刻掌握管道与工作面的相对位置关系并采取相应措施：采用地表下沟渠或自动补偿设施埋设管道方式，使得管道受到采空沉降影响时能自由"移动”，及时释放约束力。（4）竖向沉降位移是影响油气管线安全的主要位移因素，在管线下降位移最大处管线轴向应变最小，管线拐角部位轴向应变值最大。因此，可以采取以下方法对管道进行保护：D铺设管线时将管线走向与工作面回采推进方向成夹角90°,此时工作面回采过程中对管道影响相对较小。2)采用反向干预法对变形管道进行恢复。在管沟开挖、管道露出情况下，运用牵引、举升等强力手段，给管道以变形移动相反的作用力，强制使管道恢复变形移动前的位置，从而减少或消除管道变形应力。该方法仅适用于采空区顶板在较长时间内缓慢变形的情况，当地表沉降处于急剧变化期，因时间原因则难以实施管道反向干预。(5)在采深一定的条件下，管体应变与采厚呈正相关，采厚越小，管道越安全。因此，建议管道附近煤层采用限厚开采，通过控制覆岩移动下沉减缓对管道的变形影响。(6)回填松散材料和浅埋。一方面减少容重，降低管道周围的土压；另一方面减小管道与土壤的摩擦因数，从而减少各向土弹簧的系数，最终使管道的应变减小。(7)优化管沟断面。随着管沟坡度的减小，管道所受的轴向最大拉伸(压缩)应变均匀减小。因此在实际工程中，应根据不同地层类型，综合考虑经济性和管沟开挖的可操作性来确定合适的管沟坡度。(8)当油气管道附近煤层覆岩地质条件较差时，煤层采动影响下管道变形失稳风险高。因此，建议管道附近煤层采用充填开采或在地表打孔注浆，通过控制覆岩移动下沉减缓对管道的变形影响，实践证明，离层注浆一般可减小采空沉陷25%40%,控制变形效果显著。(9)开采方式对管道变形具有显著的影响。较之单层采动，多层重复采动方式更容易引起管体发生较大的变形，结合实际条件，铺设管线时尽量将管线布置在单层采动影响范围之外。(10)抗大变形管线钢的开发与应用，采用大变形钢管来增加管道的延性，不仅可以改善计算应变的结果，还可以提高管道的允许应变值，效果较好。2、油气井保障措施基于在煤层采动过程中预设油气井的变形破坏规律，根据油气井在采动影响下的破坏特征提出相应的技术保护措施。根据油气井变形失稳的破坏响应规律，综合研究分析煤层在采动过程中油气井井筒围岩应力、位移移动的时空演化规律，制定相应保障措施。（1）上覆软硬岩层交界面处是油气井井筒变形破坏的危险区域,因此，这一段油气井井筒应减小管道直径并且增大管道壁厚，可以使用强化护管水泥来减弱油气井井筒变形，提高油气井的使用寿命。（2）回采工作面推进油气井位置前后是油气井井筒维持稳定的关键阶段，有研究表明，回采工作面推进速度的增大会给油气井带来负面影响。因此，在回采工作面推过油气井位置前后，应合理降低工作面推进速度以便能达到最佳维持油气井稳定效果。（3）当油气井井筒穿过采区区段煤柱时，有条件的话，可布置双工作面同时或保持较小错距同步回采，以抵消井筒两侧工作面先后开采带来的覆岩剪切、拉伸等变形对井筒稳定性的影响。（4）长壁开采的工作面为油气井井筒围岩改善提供了介入空间,为井筒加固、围岩卸压等措施的实施提供了可能性。工作面开采前可通过回采巷道对井筒将要或已经穿过的煤柱范围及其对应的浅部顶底板进行注浆加固，一是该区域是井筒容易发生失稳的地段；二是煤层采出后，如油气井产气周期较长，煤柱经历长时间的风化，可能在工作面回采结束一段时间以后塑性区显著扩大，导致井筒变形加剧。<5）当油气井井筒附近煤层覆岩地质条件较差时，煤层采动影响下井筒变形失稳风险较高，要求井筒附近煤层采用充填开采，通过控制覆岩移动下沉减缓对井筒的变形影响。(6)对于软及中等硬度的覆岩，可以通过在油气井井筒失稳危险区域内增加辅助措施强化井筒，以增强井筒抵抗岩层层间滑移和岩层离层位移的能力，特别是在关键层、厚积岩层界面及厚表土层下界面等明显危险阶段。通过先前的地质调查，对油气井将要穿插地层的力学特性进行分析，以便能在危险区域事先做好防范措施。(7)对于坚硬岩层，其剪切效果是十分明显的，而油气井井筒套管对岩层移动的抵抗作用是有限的，只可以缓解一部分作用。所以,在关键层、厚积岩层等区域要对油气井井筒套管进行柔化处理方式,比如使用局部的柔性变形段或者特殊的增强其柔度的措施，使得油气井井筒套管能够在岩层移动破坏影响下发生变形但不至于断裂。(8)当岩层中有软弱层面而容易造成油气井井筒的挤压失稳及剪切失稳时，可以采用双层组合套管能有效防止这类失稳的发生。大量地研究表明，不均匀载荷是造成井筒套管破坏的重要原因，降低井筒套管载荷的不均匀性是减轻套管破坏的有效办法。在这个方面，双层组合成的套管具有十分显著的优势。双层组合成的套管最大作用是利用了水泥环较柔软的性能，在外层套管承受一些载荷的基础上，将其余的不均匀载荷进行重新分布后比较均匀的传递到内层的套管上。(9)从技术、经济角度上分析，通过增大外层含水层保护井筒套管、煤层保护井筒套管的直径来加大煤层保护井筒套管和内层生产套管之间的环形空间，用来承受更大的剪切、挤压破坏，提高油气井井筒的稳定性。(IO)选用更高强度的钢材或者性能优越的特殊合金材料加工油气井井筒套管，增强井筒套管强度、提高井筒抗变形能力；选用更高强度、低刚度的塑性水泥浇注水泥环，以提高水泥环的柔韧性及对井筒变形的协调能力；研究强度更高、塑性更好、密封效果更好地替代材料；井筒相邻套管间布置缓冲层或留设缓冲空间。通过上述方法可减缓井筒变形，延长井筒寿命，降低井筒失稳风险。(三)地面设施保障措施由于地面集气设施，如集气站具有占地面积大、安全等级高等特点，在气田与煤矿开采交叉区内，集气站是不能有损害的，因此，采取的技术保障措施主要是留设安全保护煤柱进行保护，具体参照相关行标。(四)建立安全保障体系建立由地方政府、有关部门、油气企业和相关煤炭企业组成的安全保障项目部，项目部建立以项目部经理为首的"安全保障体系"。各油气企业、煤矿企业负责人和各部门负责人为成员进行分级负责,以加强开采作业现场控制和职工的安全生产教育培训为重点，做到"一岗双责"即岗位职责和安全职责，确保各交叉开采区域的作业安全。2.2.2剩余风险评价表2-4剩余风险评价表风险名称风险描述落实控制措施后的剩余风险可能性严重性风险级别多矿种交叉开采风睑鄂尔多斯盆地油、气与煤矿等其他矿种交叉开采，因井巷贯通、地表塌陷等原因，造成火灾爆炸、矿井透水、财产损失3人身伤害DD3一般风险财产损失EE3声誉影响EE32.3应急管理2.3.1应急处置（一）应急指挥机构厂级应急小组总指挥：厂长书记副总指挥：主管生产副厂长（二）区级应急小组现场指挥：管理区经理管理区副经理抢险救灾组：巡检班和集输气站值班人员后勤保障组：分管设备设备管理员及材料员信息保障组：技术主办、技术骨干人员、调度安全保卫组：安全办公室人员（三）管理区应急指挥小组办公室应急指挥小组办公室设在调度室应急指挥小组成员为应急指挥小组办公室组成人员（四）现场应急指挥部现场应急指挥部是管理区应急指挥小组为处置工艺系统试压作业风险而设立的临时机构。现场应急指挥部由管理区应急指挥小组指派。当现场指挥丧失指挥职能时，管理区应急指挥小组应立即指派或由现场最高领导接替。（五）应急保障组织由应急指挥小组办公室按照应急指挥小组指令，通知相关人员。各应急保障组织，根据现场应急指挥部要求，明确负责人，由现场应急指挥部统一调动。2.3.2应急预案参考三普突发性事件应急预案。井喷应急预案火灾爆炸应急预案硫化氢泄露应急预案油气管线泄露应急预案人身伤害事故应急预案环境污染应急预案3、油气集输管线泄漏风险管控方案3.1风险识别及分析3.1.1风险描述(一)生产、作业方面存在风险分析(1)因管线连接附件连接法兰垫片损坏或老化，本体腐蚀穿孔，焊缝开裂等造成油气泄露；(2)管线弯头气流携砂冲刷管壁变薄造成刺漏；(3)工艺流程设计缺陷，不符合安全要求；(4)管道及阀门支墩因地基下陷造成扭曲开裂或法兰连接处易发生刺漏；(5)管线本体和附件质量存在缺陷或压力等级不够；(6)工艺在施工安装未验收或验收不合格投入使用；(7)生产维修操作不当，导致超压运行。(二)生产、作业环境方面存在风险分析(1)人为破坏或不可抗拒的自然灾害，造成泄漏；(2)施工未交底盲目施工和野蛮施工。3.1.2风险定点主要风险场所有大杭集输管线、东杭集输管线、采气单井管线、采油单井管线。3.1.3风险级别根据中国石化安全风险矩阵的相关内容，油气集输管线泄漏事故严重性为E级，健康和安全影响为界区内3-9人死亡；10人及以上，50人以下重伤；界区外上2人死亡，3-9人重伤。财产损失影响为事故直接经济损失IooO万元以上，5000万以下：发生失控的火灾或爆炸。非财务影响与社会影响为引起国内或国际媒体长期负面关注；造成省级范围内的不利社会影响；对省级公共设施的日常运行造成严重干扰；引起了省级政府相关部门采取强制性措施;导致失去当地市场的生产、经营和销售许可证。油气集输管线泄漏事故发生可能性级别为6,级别定性描述为在设备设施的使用寿命内可能发生1或2次，级别定量描述为1()T>F21(T2次/年即10至I00年发生一次。考虑上述因素，将油气集输管线泄露泄漏定为重大风险。3.1.4风险责任表3-1油气集输管线泄露风险责任表风险名称风险描述责任领导责任科室责任人责任基层队责任人油气集输管线泄漏及爆炸风睑集输管道占压和管线施工破坏造成原油、天然气大量泄漏或火灾爆炸，造成环境污染张亚军生产科刘安采气管理一区采气管理二区采油管理一区输气队刘樊华贺海龙张晓斌王建强3.2风险控制3.2.1控制措施识别范围表3-2油气集输管线泄露风险控制风险控制措施1、新上岗、转岗人员严格落实三级安全教育与安全培训，经考试合格后人员风险管控方可安排上岗；2、