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2 | 执行展望

本地化：制胜之道

4 | 全球视角

来自全球的行业评论

6 | 科技聚焦 发掘效率：旁路管线维护成本

8 | 安全是重中之重

针对日常任务的特殊安全措施

10 | 未雨绸缪

北极探险记：一个长期议题

12 | 市场报告 潜在失效的分析和预测

20 | 联系沟通地点分布

管线活动、文章与会议

28 | 步步为营

进行非侵入隔离的五个步骤

14 | 经济效率 在低价时代，技术进步推动着勘探、生产和运输效率不断提高，并最终提升稳定性乃至利润。

22 | 数据就是一切管线完整性管理系统可提供关键业务信息，并使运营商作出更加明智的决策。

专 栏

总编辑 Jim Myers Morgan执行总编 Waylon Summers美术总监 Joe Antonacci设计制作 Kat Eaton，Mullerhaus.net数字制作 Jim Greenway、Ward Mankin摄影 Robert D. Flaherty、Ezequiel Scagnetti

T.D.Williamson北美和南美 +1 918 447 5000欧洲/非洲/中东 +32 67 28 3611亚太 +65 6364 8520海上服务 +47 5144 3240www.tdwilliamson.com

想要分享您对本杂志任何方面的意见吗？请通过电子邮件发送给我们：Innovations@tdwilliamson.com

第七卷第 2 号 • 2 0 1 5 年

Innovations™ Magazine 是 T.D. Williamson 出版的季刊。

® T.D. Williamson, Inc.在美国和其他国家的商标。™ T.D. Williamson, Inc.在美国和其他国家的商标。© 版权所有 2015 年。T.D. Williamson, Inc.保留所有权利。未经许可严禁对本刊全部或部分内容进行复制。美国印制。

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将双关 监控仪设置到位

步步 为营

放置第 1 号管道堵塞模块–100% 管道压力

泄放低压力侧至高压力侧的 50%

放置第 2 号管塞模块–50% 管道压力

泄放低压力侧至环境压力

海底管线维护一般涉及四种类别之一：阀门更换、接头连接、立管修理或吊

装保护。在这些类型的维护过程中，运营商要依靠非侵入管道内隔离方法来

保护自身的人员、实现合规、削减减产影响。最常用的隔离是这里所示的通

过 DNV 认证的双关监控法。

通过 DNV 认证的双关监控隔离法

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低管道压力

高管道压力

环空压力

监控和跟踪模块

监测的

DP*

监测的

DP*

监测的

DP*

*压差

管道堵塞模块 #1

管道堵塞模块 #2

控制模块

为验证两端密封而 监测的环空压力 50% 管道压力

DNV 管道海底维修准则推荐规程

(DNV-RP-F113/3)：. 每块隔板都必须能保持管道全部压力. 独立式锁定系统. 必须对密封进行独立测试. 能监控管线完整性. 各个密封必须相互独立

通过使用 独立操作的隔离隔板和持续监控，

该系统使高压管线运营商

能在安全、受控和受监测的环境中

进行管线修理工作。

五个步骤进行

非侵入隔离

有关一般信息，请联系

Debbie Elli,电子邮件：sdellis@aga.org，电话：202-824-7338

行业专家将针对以下相关现实主题奉献 100 多场报告会：

• 最佳实践实施

•（运营相关）案例研究

• 建设与维护

• 腐蚀防控

• 危害预防

• 应急响应

• 工程

• 环境问题（多氯联苯、空气排放、暴雨雨水）

• 过流阀

• 天然气控制

• 天然气运营技术

• 天然气质量

• GIS/GPS 应用

• 完整性管理–输配

• 液化天然气

• MAOP 验证

• 计量–输配

• 添味问题

• 运营规划与支持

• 管线安全

• 管线系统规划与设计

• 塑料材料

• 公众意识计划

• 吹扫作业

• 法规合规性

• 安全管理

• 技术培训与知识转移

• 地下天然气存储

• 公用事业与客户现场服务

• 生产管理制度

……等等！

与会者有资格参加ProfessionalDevelopment Hours。

OPERATIONS CONFERENCE &BIENNIAL EXHIBITION

美 国 天 然 气 协 会

遍及全球的卓越安全与运营！

2015 年 5 月 19-22 日德克萨斯州格雷普韦恩市德克萨斯盖洛德会议中心酒店

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有关会议日程安排和报名方式，请访问 www.aga.org/OpsConf2015。

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作为油气行业的从业者，我们敢于这么说：我们提供了推动世界的动力，而这种断言是大多数其他行业都无法做出的。我说的并不只是为交通运输提供燃料，尽管事实上 60% 的全球原油产量的确用于人员和商品运输。

在这里我要说的是，我们的行业已经成为各大洲地方经济发展的驱动力量。这特别体现于跨国石油公司 (IOC) 在新兴市场中继续与国家石油公司 (NOC) 开展合作并支持它们的发展。

几年前，全球咨询机构埃森哲公司指出，本地化策略–发展地方经济、促进工业发展、提高本地能力、培养技能熟练的劳动力队伍以及建立具有竞争力的供应商体系–将成为与 NOC 开展业务合作的最低要求。换言之，IOC 应该超越在商言商的狭隘观念，为当地国家作出有益贡献。

在这一持续推动本地化的努力中，IOC 正在引导 NOC（掌握着全球近 80% 的剩余石油储量）扩展本土能力和专业技术。如此，发展中国家就能更好地利用自身的油气资源促进经济发展和社会进步。

挪威政府为开发本国北海岸及大陆架资源而组建的挪威国家石油公司即为一例。在挪威国家石油公司创建之后的最初几年里，挪威政府发展本地能源行业的原则是，政府签订合同优先考虑在价格和质量等关键属性方面具有竞争力的挪威投标人。随着外国运营商开始进入挪威能源行业，挪威政府鼓励它们在研究和开发领域与本地企业展开合作。

目前，挪威已成为全球最大的能源出口国之一。而且，挪威国家石油公司也在全球范围内共享自己的财富。该公司在巴西、加拿大、俄罗斯和尼日利亚支持当地相关领域的培训和能力建设。实际上， 彰显本地化优势的另一个生动实例就发生在尼日利亚。

尼日利亚国家石油公司 (NNPC) 致力于通过充分利用本国能源，帮助尼日利亚推进技术进步和经济发展。壳牌石油公司为尼日利亚供应商提供知识转移、培训和优惠的投标条件，使 NNPC 能够发展自己的石油行业能力。

当然，本地化并不是单向的。通过与 NOC 合作，IOC 也得以进入之前可能禁入的油田。IOC 在扩大全球覆盖面的同时，还能降低 风险、提高投资回报率。

根据我自己的经验，通过招聘和培训知识丰富的本地劳动力队伍，使得 T.D.Williamson 能够以永远不变的质量满足全球客户需求。

这也说明本地化是一种全方位的共赢策略。

作者：JOHAN DESAEGHER副总裁

欧洲/非洲/中东 T.D.WILLIAMSON

执行展望

本地化：制胜之道

“...IOC 正在引导 NOC 强化本土能力和专

业技术。借此，发展中国家就能更好地利

用其油气资源促进经济发展和社会进步。”

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TU TRAN美国能源信息管理局运营研究分析师

业还计划通过扩建现有系统以及增建新

系统，将东北地区开采的天然气输送到

其他地区的消费市场。

2013 年，通过 ANR Pipeline、Texas Eastern Transmission、Transcontinental Pipeline、Iroquois Gas Pipeline、Rockies Express Pipeline 和 Tennessee Gas Pipeline 输送的天然气占输入东北地区流量的 60%。2013 年，这些管线的流量比 2008 年的水平降低了 21% 至 84%，Tennessee Gas Pipeline 降幅最大。为此，这些管线

公司宣布了对其系统实施双向流量改造

的计划，以提高东北地区输出天然气的

能力。2014 年，Tennessee Gas Pipeline 和 Texas Eastern Transmission 开始在东北与东南地区边界沿线各州之间进行

双向天然气输送。尽管东北地区天然气产量持续增加、新的基础设施

相继建成，但由于管道容量限制、加拿大东部供应量走低以及液化天然气 (LNG) 进口萎缩，新英格兰地区

消费者在需求高峰时段支付的天然气价格仍继续保持高位。

开创性腐蚀报告

NACE International 正在编写关于全球多个行业和国家腐蚀成本的《腐蚀成本与

防腐策略调查的大型公益项目》(IMPACT) 开创性研究报告。在九个国家中共计 16 个研究合作伙伴的协助下，关于腐蚀对全球一些最大经济体所产生的财务

影响，此研究将提供迄今拥有的记录中最全面的数据，并将包括一些经济模型

和模板。 2015 年初，参与研究的各个合作伙伴启动了数据收集过程。收到全部数据后，

NACE International 将对数据进行组合和分析，进而从全球视角评估腐蚀威胁的代价

以及解决方案。 上次开展此类研究时（2002 年），委托方是美国国会，承担方是联邦公路管理

局 (FHWA)。过去十年以来，该研究一直被当成宝贵的参考资源；但是，它只关注

美国资产，且不考虑间接成本。此次 IMPACT 研究将纳入全球数据并考察间接成本。 面对年久失修的基础设施，挑战日益加剧，每年都有更多的报告面世。以美国为例，为减轻天然气和液体

管线、铁路以及危险材料存储等基础设施的腐蚀，每年投入资金高达数千亿美元。此外，在油气勘探与开采、

炼油和石化等生产和制造行业，腐蚀造成的代价也非常高昂。

FHWA 研究表明，通过采用 10 年前就已存在的腐蚀防控技术，可节省多达 30% 的资金；但该研究未能具体说

明资产防腐、修理和更换之间的成本差异。本次 IMPACT 研究将是第一个提供此种数据的项目。它将论证各种腐

蚀防控方法的有效性及其长期和短期经济性。而且，不仅仅是考察一系列工况历史记录和行业最佳实践中的腐

蚀相关成本，它还会涉及其他方面。

此项目的研究合作伙伴包括：中国科学院、日本防腐蚀工程学会、澳大利亚腐蚀协会 (ACA)、沙特阿美石油公司、美国自来水厂协会 (AWWA)、印度工商联合会 (FICCI)、DECHEMA 研究所、美国国防部、国际油漆工会和业界联盟 (IUPAT)、美国交通部管道与危险材料安全管理局 (PHMSA)、美国国家环境保护局 (EPA)、美国联邦公路管理局 (FHWA)、马来西亚石油公司、英国威灵顿实验室、州及地方政府固体废弃物管理官员协会 (ASTSWMO) 和代表加拿大的 NACE International 北方区。

Bob Chalker NACE INTERNATIONAL 首席执行官

提高天然气安全性

美国国内充足的天然气供应继续为本国经济、环境和能源安全提供无限机会。

地方天然气公用事业企业在天然气开采、管线和人员之间提供了至关重要的最

后一环，我们也在不断地努力提升运营水平，继续为家庭和企业供应安全、

可靠、经济的能源。

作为这一持续提高安全性的组成部分，美国天然气协会及其成员单位启动了

一个开创性的自愿项目，通过整合全国天然气公用事业企业的专业技术和知识，

提高天然气供应的安全性水平。

于 2015 年启动的美国天然气协会 (AGA) 同行评审项目是一个自愿性质的全国

性安全与操作规程同行评审项目，旨在帮助天然气公用事业企业观察同行的情况、分享领先的实践、发现

更好地为客户和社区服务的机会。在其他行业已经实施同行安全评审的背景下，这是美国天然气公用事业

部门的第一个全国性同类项目。

在整个 2015 年及以后，来自 200 多个美国地方天然气公用事业企业的 AGA 成员公司将自愿结成小组

（每个同行小组包括 3-4 家公司），对彼此的设施进行互访，着重对管线和员工安全方面进行详尽评审。

经验丰富、知识渊博、刻苦敬业的天然气公用事业专业人员之间的这些面对面讨论，将帮助每家公司乃至

全行业加强规程和流程，最终打造一个更加安全的天然气行业。

Christina Sames美国天然气协会运营与工程副总裁

全球视角 来自全球的行业评论

第 14 页：请详细阅读美国能源信息管理局 (EIA) 发布的有关石油产量的信息

双向天然气管线输送能力现状

到 2017 年，东北地区的天然气管线输入能力中有 32% 可望实现双向输送 — 在宾夕法尼亚、西弗吉尼亚及俄亥俄诸州天然气产量攀升的推动下，美国

天然气管线行业计划对其系统进行双向流量改造，使东北地区的输出能力提高到

每天 83 亿立方英尺 (Bcf/d)。截至 2014 年，本行业从加拿大、中西部和东南部向

东北地区输送天然气的能力为 25 Bcf/d。除东北地区的这些双向项目之外，本行

资料来源：基于 Ventyx 公司数据的美国能源信息管理局估计值

注：在此上下文中，东北部包括东北人口普查区以及特拉华州、马里兰州、俄亥俄州和西弗吉尼亚州。

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科技聚焦

发掘效率：旁路管线维护成本采用隔离系统联箱建立旁路，运营商得以大幅

提高效率。

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不再需要通过另外一组开孔建立流量旁路后，可减少配件总数并增强带压开孔和封堵 (HT&P) 工艺。 管线属于维护费用较高的资产，这是常识。对于需要执行维护

作业的多数运营商而言，不可能简单地选择关闭管线。无论管线中的产品价值是每桶 $100 美元还是 $40 美元，一旦流量出现中断，不管时间多久，都会体现在损益表上。

数十年来，带压开孔和封堵 (HT&P) 一直是对管线进行计划维护和紧急维护的首选方法。运营商经常采用 HT&P 方法对较短管道进行隔离和建立旁路，以确保无需停止流动以及排泄或燃烧产品，即可进行修理、更换和接头连接。这就意味着， 通过在隔离操作中建立旁路，运营商可以大幅提高安全实施维护并避免与管线停产相伴而生的财务隐患的能力。

然而，与任何技术或方法一样，我们总能通过提高过程效率而实现进一步的节省。提高效率的一种方法就是，通过封堵机联箱直接建立流量旁路。

配件更少，费用更低就 HT&P 项目而言，决定成本的最主要因素一般是，运营商需要开多少个孔， 才能对管道进行隔离、建立流量旁路， 同时又为实施维护的技术人员创造安全的工作环境。

开孔越多，就意味着配件、焊缝、 潜在泄漏路径、检测作业量都会相应增加，最终费用也越高。但是，不再需要通过另外一组开孔建立流量旁路之后，可减少配件总数并增强带压开孔和封堵 (HT&P) 工艺。

以双隔离旁路程序为例，这是对需要维修的部位上下游两端同时进行密封，进而对一个管段进行隔离的常用方法。该程序一般要求在隔离区每一端分别开两个孔、

安装两个配件（共四个配件）。每一端的两个配件中，一个用于安装旁路管道，另一个用于插入封堵头。

尽管运营商始终希望提高工艺效率，但当前的低油价环境促使行业重新作出决断。这正是 HT&P 技术进步的用武之地。此种进步之一就是借助 T.D. Williamson (TDW) 开发的专利技术 STOPPLE® Train 封堵系统提高了能力。

在专业应用工程的持续支持下，这种独特的管线隔离方法通过在一个入口点插入两个独立密封，而非要求为每个密封加工一个开孔，从而将所开的孔和配件数目减少了一半。这种隔离方法可通过封堵机联箱直接建立介质旁路。

可实现双关双泄功能的 STOPPLE Train 系统采用两个独立密封，还可为管道维修技术人员提供多一重的安全保护，并提高一次性完成合格密封的可能性。

TDW 带压开孔和封堵技术总监 David Turner 解释说：

“我们现在能通过封堵系统联箱实现双隔

离和旁路，降低了对于额外配件的需求量，而实施过 HT&P 作业的任何运营商都清楚，

这意味着将显著节约成本。”Turner 表示：“除降低成本之外，配件数目减少后，比较常见的第三方损坏风险也最大限度地降低了。这种方法还可提高安全性、减小管线维护所需的挖掘规模，运营商由此可进一步降低设备费用和风险。”

化繁为简，省上加省现场作业简化是通过封堵机联箱建立旁路的另一项有形效益。焊缝越少，完成 HT&P 作业所需的人力需求

和时间就越少。 TDW 公司 HT&P 技术部商业化经理

Grant Cooper 表示：“每当您能简化现场相关作业时，都能实现进一步的节省。因此，您现在不但可以将配件数目（即，费用和风险）减半，更能提高人力和时间效率，这也相当于提高了安全性。”

想方设法应对能源价格波动并避免损失，永远是运营商的价值诉求。但在今天的背景下，如果能通过现有 HT&P 技术的更高效应用来稳定现金流，就能带来更大的回报。

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针对日常任务的特殊安全 措施

1992 年 1 月的一天，阿尔伯达省卡尔加里市以北约 96 公里（60 英里）的地区居民连同某天然气加工厂施工营地的约 600 名工人陷入了冰天雪地之中。距某压气站约 800 米（0.5 英里）的一段管道的开孔三通两端发生破裂。从破裂处溢出的天然气在破损管道沿线 373 米（四分之一英里）的三个不同地点引起火灾。幸运的是，无一伤亡。据《Oil and Gas Journal》（石油与天然气杂志）报道，该事故的主要原因在于“将 24 英寸接管座焊接到 36 英寸输送管上时应用的程序不合规”。更具体地说，焊接缺陷导致了氢致开裂，使得焊缝最终无法承受管道产生的应力。

该事故发生于 20 多年前，但仍然有力地说明，即使焊接之类的日常程序也需要严格的安全措施和专业素质极高的专业人员，如此才能防止管线发生危险事故。

产品不停输所面临的风险氢致开裂是管线业主最大的担忧之一。如果钢材晶界中聚积氢原子–形成氢气–则会导致压力增大，进而引起开裂。尽管开裂现象通常在焊接后的一两天内显现出来，但在管线中有时也会经过长达 10 年以上才会出现征兆。因此，氢致开裂常被称为“延迟开裂”。

除氢致开裂之外，管道焊接时另一主要危险在于“焊穿”，它会导致管线中的产品发生泄漏乃至点燃。焊穿属于严重问题，因为几乎所有管道焊接都是“带压焊接”，也就是说，都是在管道中存在液体或气体的情况下进行的。

T.D. Williamson 焊接工程经理 Chris Vrolyk 表示：“带压焊接又称“运行中焊接-不停输焊接”，是带压开孔和封堵工艺的第一步。”这就是说，带压焊接是接头连接、缺陷消除或管路清管等管线安全修理和维护所必需的部分。Vrolyk 补充说：

“实际上，我们的多数保养工作中都使用这种方法，因此， 我们每天都要面对这个问题。”

虽然各服务公司都非常熟悉这种工艺，但带压焊接毕竟涉及在输送可燃产品的管道上进行集中加热作业。焊接工程师和相关工人必须把安全放在首位。

妥善计划：安全执行的前提每种带压焊接工况可能都不相同，因此，针对特定现场计划具体方法至关重要。首先，焊接工程师要通过风险分析确定最佳方法，对所有可能工况进行评价，并制定后备方案。成功完成一条焊缝后，还要进行更多测试–接受过高级无损检测 (NDE) 培训的技术人员要在焊缝完成至少两天后返回现场，确保无任何氢致开裂迹象。

Vrolyk 解释说：“要制定项目方案，我们需要掌握客户的管道状况–例如，壁厚和工作压力。我们需要计算出应使用何种尺寸和类型的配件，以及应将配件安装在何处。我们会采用超声检测进行焊接前检查，确定管壁厚度并确保表面的清洁度。我们需要评价材料硬度，以确保使用正确的程序。”

培训：克服延迟开裂当然，安全法规通常包括执行焊接程序的工程师和其他工人必须满足的一些认证和培训标准。Vrolyk 表示：“我们不断开展课堂和现场培训，目的就是要避免焊穿和氢致开裂。在项目启动之前，我们会在车间进行专门的工程软件模拟，制作实体模型，确保每个人都做好充分准备。”

尽管带压焊接适用于大多数管道程序，但管线公司本身一般很难具备这种专业技术。多数运营商都依靠专业提供商实施这一服务，因为它们知道如何按照政府安全法规进行作业， 也拥有成功作业所需的广泛培训和特种设备。

导致 1992 年卡尔加里事故的原因不仅只有氢致开裂，但这个实例表明，即使在焊接之类的日常任务中，也必须特别注意安全。

安全是重中之重

通过持续培训降低带压焊接风险。

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展望未来的油价， 业界已准备好迎接北极地区特有的管线挑战。

一个长期议题

严酷的环境

根据美国地质调查局的预测，北极地区可能蕴藏 900 亿桶未探明石油储量、超过 28 万亿立方米的天然气和 440 亿桶液态天然气。这一切意味着，开发北极地区油气资源处女地，是一个极具吸引力的商机。

当然，与此同时，北极地区恶劣的物理环境对能源勘探和生态保护都构成了代价高昂的严峻挑战。

据行业资深人士、跨国管道服务提供商 T.D. Williamson (TDW) 海上专家 George Lim 介绍，必须采用新技术才能克服可能限制在这一生命禁区的开发能力的复杂条件，并减少人员、设备和自然环境所面对的风险。

寻找坚实土层

首先需要克服的困难之一就是建立必要的基础设施。

例如，对于陆上项目，一般认为地表下约两米深处的冻土层（也称“永久冻土”） 适合建立油气基础设施。但是，永久冻土融 化后，为新建基础设施寻找坚实土层的难度也许会超乎想象。

Lim 表示：“在周期性融化的永久冻土上建造设施是复杂的挑战。针对这一问题，目前尚无可靠的长期解决方案。”

在永久冻土上方稍稍融化的软土上也可以进行施工。但是，这种选择的成本甚至更高，因为必须向下方坚实土层的更深处打桩。

鉴于北极地区陆上钻井的复杂性，可以通过海上钻井开采该地区大部分油气资源–约 占 84%–的现状令人颇感欣慰。但是，海上 钻井并非没有其自己的挑战。最大挑战之一？价格。在海底埋设管线的费用极其高昂。而且，由于冰山漂移会在海底土层中形成沟槽，因此管线埋深必须达到 10 米以上，只有借助创新技术才能实现。日常作业是另一挑战：埋设到位的管线与任何其他管线一样，也需要进行检测、监控和修理。

能否成比例地降低这些问题的难度？Lim 认为可以。

Lim 表示：“通过开发新技术来克服北极地区的条件限制，同时促进环境保护的设想，在成本上不可行。因此，无力承担深度开发费用的有意向企业将需要通过联合工业项目进行合作开发。”

保护北极，定义未来

凭借现有技术无法完成对这些深埋管线的外部检测和监控。而且，在每年长达九个月的海面冰封期，配备人工驾驶或远程操作设备的常规支援船根本无法靠近可能的修理工地。所以，抑制、停止损失及其导致的环境影响的唯一办法，就是在此时期内完全关停运行，从商业角度而言，这是无法接受的。

Lim 表示：“在我们真正前往北极地区实施作业之前，业界必须找到一种在海面解冻前暂时阻止泄漏的解决方案。”修理船和设备之后即可部署到位，通过切割和短管更换进行永久性修理。针对泄漏检测、评价和修理开发此种全面可靠的解决方案，需要极高程度的专业技术和跨行业协作。

通过对此类成熟技术的持续投资，通过勘探开采 (E&P) 企业与服务提供商的共同努力，环境和投资者所面对的很多潜在灾难性风险均可消除。而且，尽管北极地区的一些机会尚不能唾手可得，但技术跟进只是时间问题。

正如 Lim 指出的， 北极是最后一块开发处女地。为子孙后代保护好这块处女地，是我们共同的责任。此外，新的管线技术将在帮助兼顾北极的开发和保护以定义北极未来的过程中， 发挥不容小觑的作用。鉴于北极地区的运营盈亏平衡点约为近期原油价格的两倍，

现在也许并非本行业去钢材会冻结、石油稠度会增高的冰天雪地中开动钻机的最佳时机。

但是，要使北极地区的钻井和开采在现实意义上具有可行性和可持续性，今天就应该开始为未来进行筹划。实际上， 这也是复杂的北极环境要求我们必须做的。

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900 亿桶原油

根据美国地质调查局的预测， 北极地区可能蕴藏：

28 万亿立方米天然气

440 亿桶液态天然气

北极探险记：

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鉴于泄漏检测技术进步所带来的效益，天然气公用事业企业也在

加大数据投资。

挖掘细节要使预测软件实现应有的功效，就必须掌握 大量数据：管道直径、服役年龄、压力、 温度、地质状况、至道路的远近、土层埋深、以往事故等等–再考虑到土层中管线的数千公里长度，数据量可想而知。这些系统获得和分析的数据越多，它们预测管线失效并先期建议修补、修理、更换和重新安置方案的能力就越强。

对于公用事业企业而言，捕获这些数据并没有想象中的简单。T.D. Williamson (TDW) 天然气公用事业与配送专家 Philippe Simon 表示：“现如今，当您需要对一条管道进行作业时，您也许无法确切得知管道的具体位置或所用材质。通常，如果不挖开管道进行维护或重新安置，运营商就无法有效采集到这一信息。”

这并不是说某些管道数据不存在。实际上，大约 20 年之前，公用事业企业就已开始更加一致地整理数据，但其中多数信息均为纸质记录并存放在铁皮柜中。换言之，这些信息并非保存在具有流畅图形用户界面、智能查询功能和结构整齐且易于访问的数据仓库中。

循序渐进公用事业企业持续采纳几乎是日新月异的建模软件。每一天，它们都有机会捕获和存储甚至更多的管道相关数据。

在全球拥有数十万公里配送管线的法国燃气公司致力于数据捕获和输入，为行业作出了表率。Simon 解释说：“看看这数十万公里的现有管线，再考虑到每年新建的数千公里管线，可以说法国燃气公司的数据输入工作是长期的。法国燃气公司及其客户必将收获这一重大投资的效益。”

在此基础上，业界希望管道技术达到全新水平，超越分析输入和预测潜在失效的范围，也期待获得能使公用事业企业实时监测管道系统的解决方案。这种技术可以同现有解决方案相互配合，也就是说，公用事业企业可以继续依靠预测软件帮助防止泄漏，同时还可利用新技术针对发生的泄漏提供实时警报。

良机无限尽管集成实时泄漏检测一定会成为现实，但天然气公用事业企业今天就必须满足这样的客户期望：更高的安全性和可靠性。而且，公用事业企业也将继续依靠 TDW 子公司 GAZOMAT™ 等企业提供的可靠泄漏检测技术，检测泄漏、判断泄漏特点并确定相应的响应等级。

Simon 表示：“借助便携式 Catex™ 3-IR 分析仪等近年来发展的泄漏检测技术，运营商可以对海量泄漏信息进行收集和相关分析，也能对泄漏或事故风险进行更准确的评价。此外，鉴于这种软件可根据风险严重程度排定关注点和投资的优先次序，公用事业企业的效率也能得到大幅提高。”

这有力证明了本行业对技术进步的承诺–即使在 100 多年以后–泄漏预测和检测技术仍在继续改进，而且速度不断加快。

潜在失效的 分析和预测

100 多年来，公用事业企业一直是依靠管线向客户输送天然气。 100 多年来，客户也总是希望这些管线具有 100% 的安全性和可靠性。

在此时期，管道材料和制造方法稍有变化，但客户期望丝毫未变。可喜的是，管道检测和泄漏检测方法有了极大发展，可帮助公用事业企业满足这些客户需求。而且，天然气公用事业企业特别专注于最终用户，因此都会迅速采纳大多数能实现更高安全性和可靠性的新技术。所以，大概 15 年之前，管道完整性预测建模软件一面世就受到业界重视，一点也不足为奇。

事实证明，这种相对较新的技术可识别管道泄漏风险，推荐修理和更换方案，有助于促进安全运行，对于天然气公用事业企业而言相当重要。然而，尽管这些软件产品已经在帮助本行业更好地服务客户，开发时也难免遇到了一些独特挑战。

为发挥预测软件的全部价值，公用事业企业必须按照软件的要求收集和输入大量管线数据，才能最有效地预测失效。采纳软件很容易；而收集必不可少的海量管线数据，恐怕会耗时数十年。

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未未未未

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如果钻机数量是用于衡量德克萨斯伊

格尔福特页岩区油气作业健康状况的

唯一尺度，某些观察家可能会将这名

患者的典型“稳定”病情合理升级

为“严重”级别。

封面

故事

效率 经济学

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• 钻机数量增长吃力并不意味着发展终结

• 凝析油的异军突起：积极去除湿气和液体

• 自动化是利润方程式的一部分

• 更低价格是新常态吗？

技术如何提升稳定性乃至利润在低价时代，

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毕竟，由于原油价格已经降低，伊格尔

福特作业中钻机数量也相应减少。根据美国

能源信息管理局 (EIA) 2015 年 3 月发布的数

据，2014 年 11 月之后的短短三个月，钻机总

数就从 264 台减少到 192 台，降幅约 27%。而

且，在全球能源需求持续低靡的背景下，钻机

数量迅速回升的可能性看来很渺茫。

但是，不要过早唱挽歌。钻机数量的减少

并不一定预示着产量下降。事实上，在 2008 年天然气价格跳水期间，尽管钻机数量持续减

少，产量实际上却不降反升。

简而言之，钻机数量会起到误导作用。至

少这是花旗集团大宗商品策略师 Anthony Yuen 的观点，在他作为共同作者的一份花旗集团研

究札记中，对 2008 年的事件与当今的美国原

油价格下跌 - 自 2014 年夏季以来已重挫 50% 以上 - 进行了比较。

Yuen 指出，美国天然气钻机总数于 2008 年达到约 1,600 台的峰值，随后减少到 2009 年 7 月的 672 台。

目前，天然气钻机总数锐减一半以上，

约为 300 台。而数据同时也显示，与钻机数量

达到最高点的时期相比，产量增加了 50%。 花旗集团表示，这要归功于钻井和作业效

率的提高。

提高效率在伊格尔福特页岩区能产生

相同的效果吗？技术–特别是自动化–

能降低作业成本、提高产量、帮助我们

采集可销售液态天然气和凝析油，进而

缓解原油价格颓势吗？

有充分证据表明，这些类型的改进已

经在发挥作用。而且，这已经对运营商

的损益表 产生了极大影响。

钻机数量增长吃力并不意味着发展 终结2008 年以前，伊格尔福特页岩地层– 横贯德克萨斯州、绵延 650 公里（400 英里）的一片近似新月形的狭长地带–

从未吸引过众多油气公司的目光。尽管

该地区蕴藏油气是众所周知的事实，但

其岩石单元渗透率却极低。当时，人们

很怀疑石油和天然气能否通过岩石流入 生产井。

当然，事实消除了这种怀疑。 伊格尔福特的成功故事充满了传奇色

彩：成立仅 5 年的独立能源企业 Petrohawk 公司将两种成熟技术相结合，开采了一处以前不

产油气的能源矿藏，一口井的天然气初始产量

高达每天 760 万立方英尺，证实了该地区采油

的可行性。到 2014 年 9 月，知名及不知名的

企业已纷纷加入伊格尔福特开采大军，它们加

起来的原油和轻质凝析油日产量已超过 150 万桶。2014 年末，伊格尔福特产量突破 10 亿桶大关，将竞争对手北达科他州巴肯油田甩

在后面。而且，未来增长前景十分喜人，

“通过采用新的采收技术来抵消自然递减，仍有希望进一步实现增产……”

伊格尔福特已经实现了从价格驱动资本密集型向创新驱动技术密集型的转变。

8M

6M

4M

2M

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

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200

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0

伊格尔福特产量与钻机数量

产量 钻机数量

钻机数量

天然气产量单位：千立方英尺/日原油产量单位：桶/日

资料来源：美国能源信息管理局

封面

故事

据估计，该地区 2015 年油当量日产量将达到 180 万桶。

为伊格尔福特捷报锦上添花的一项事实在

于，该地区生产了美国的大部分凝析油，其产

量从 2009 年的 1.78 亿桶增长到短短三年后的 2.74 亿桶。另外，为出口需要，美国商务部工

业与安全局 (BIS) 允许对凝析油进行最低限度

的加工，看似前景无限。然而，原油价格开始

下跌。而且一跌再跌。

价格下跌导致伊格尔福特钻机数量增长吃

力,这是不争的事实。但国际分析师们一致认

为，伊格尔福特不但能承受长期低价位局面，

而且还能繁荣起来。 例如，去年 12 月，当石油交易价格处

于 $60 美元时，全球能源研究专家 Wood Mackenzie 就指出，即使油价跌至每桶 $49 美元左右，生产仍可保持赢利。

ITG Investment Research Inc.的分析师们甚

至更乐观，他们认为，即使原油价格跌至每桶 $25 美元，在巴肯、波尔姆和伊格尔福特的某

些地区，勘探商钻取新井仍然可获得盈利。

迄今为止，生产数字已经印证了这种乐观

估计。全美的石油产量在国内钻机数量减少

的背景下仍然继续攀升。EIA 报告显示，在今

年 1 月的第一个星期，日产量进一步增加了 60,000 桶。

一份 EIA 简报称：“这些增产数字是在

（伊格尔福特）地区油井递减率相对较高的情

况下实现的。然而，通过采用新的采收技术来

抵消自然递减，仍有希望进一步实现增产。”

正如 EIA 指出的，伊格尔福特已经实现了

从价格驱动资本密集型向创新驱动技术密集型

的转变。因此，运营商能够从那些难以处理的

地层中挤出更多产品，同时节省过程中的花

费。在各种改进措施中，更好的完成技术直接

提高了初始产量。提高井距直接起到了最大限

度提升产量和增加储量的作用，而改变压裂液

和支撑剂等变量则使产量进一步增大。集成电

气和控制系统降低了能耗，计算机辅助监控系

统则可监测流量、压力和泄漏检测等关键过程

数据–实际上会包括导致生产停止或放慢的一

切信息。简而言之，伊格尔福特的产品流和现

金流都离不开自动化。

尽管如此，伊格尔福特运营商也都承认，

由于该地区情况差别较大，同一油田不同油井

表现各异，因此很难确定损益两平成本。

2013 年 9 月

资料来源：美国能源信息管理局

2010 年 9 月

项目开始日期

伊格尔福特单井成本

单井成本

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美国工业与安全局决定允许出口超轻质原

油后，墨西哥国家石油公司 (PEMEX) 向美国

商务部请求每天进口 100,000 桶轻质原油。一

旦得到批准，墨西哥可借此提高汽油产量并

改进炼油工艺。作为交换，PEMEX 将为具有

加工能力的美国墨西哥湾沿岸地区炼油厂供应

重油。

自动化是利润方程式的一部分在低价环境中，提高产量是明智之选，但并非

唯一的选择。降低成本、消除效率低下也是同

样有效的选择。

去除湿气或液体能满足所有这些目的。除

提供可销售产品之外，这还有助于管线维护。

管道内的液体会影响天然气的最佳流动，并会

大幅提高燃料和动力消耗。通过分离这些液

体，可避免上述问题。

Zellou 解释说：“在

中游和集输管线运营中，

主要的明细支出之一就是

对气体进行收集、脱水和

压缩的燃料费用。通过高

效去除液体，不但可创造

营入机会，而且还有助于运营商最大限度降低

成本。”

他补充说：“运营商早已知道这个简单的

方程式：利润等于收入减去成本。利用科技来

产生更多收益并控制成本，可降低页岩开发对

价格波动的敏感性并提高盈利能力。”

那么，自动化到底契合计算的什么位置

呢？Zellou 认为，自动化对于管线的健康状况

和财富都有益，而且潜在影响十分巨大。 尽管他仍在研究伊格尔福特运营商（例如，

通过转而采用自动化清管器发送–使用可远程

编程的设备定期部署多个清管球或清管器）

可实现效益的确凿数字，但初步数字已表明，

资金节省可达数十万美元。

在此简单总结如下：自动化系统不但能

更加高效地发送清管球，捕获宝贵的液态天

然气并优化产品流（这是 Zellou 所说的财富

封面故事

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-70%

-68%

-68%

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-39%

-47%

-48%

-20%

-28%

-27%

-20%

-42%

钻井平均原油产量作业头 48 个月期间

2009 年至 2013 年期间伊格尔福特地区已钻油井逐年产量递减率

作业月份

桶/日

开采头一个满月

第 1 年 第 2 年 第 3 年 第 4 年

初始产量从2009 年的约 25 桶/日

增加到2014 年的约 375 桶/日

资料来源：美国能源信息管理局

下转第 27 页

依欧格资源公司最大限度提高伊格尔福特

净现值 (NPV)

每平方英里井数 10 口井 16 口井 差值

储量/井 450 400

百万桶油当量 百万桶油当量

储量/640 英亩

4.5 6.4 +1.9 百万桶油当量 百万桶油当量 百万桶油当量

采收率 = 6% = 8% + 2% 采收率

CWC/井 $6 百万美元 $6 百万美元

直接 ATROR/井 130% 100%

净现值 10/640 英亩 $69 $98 +$29 百万美元 百万美元 百万美元净现值

资料来源：依欧格资源公司 / 2013 年 3 月投资人演讲

以前 640 英亩每平方英里 10 口井

（65 英亩/井）

现在 640 英亩每平方英里 16 口井

（40 英亩/井）

英国热量单位 $3 美元左右，从含能量角度来

说，天然气价格仍然仅为原油价格的一半左

右。”换言之，按同等能量计算，每百万英国

热量单位 $3 美元的天然气价格，就相当于每

桶约 $17 至 $20 美元的原油价格。果真如此，

这就远远低于今年 1 月原油交易价格，即 $50 美元，但价差肯定小于油价为每桶 $100 美元

时的水平。

Zellou 指出，其中的意义就在于，这是在

经济上鼓励从伊格尔福特产量中去除液体，然

后加价销售。此外，创新（请读：自动化）可

用于更轻松、更快速地分离出更多液体。就以

下两项预测而言，这也显得特别重要：美国能

源政策研究基金会的预测是，到 2017 年，美

国生产的全部液态天然气的 19% 将产自伊格尔

福特；花旗集团的预测是，到 2015 年底，

美国轻质和超轻质原油出口量可能达到每天 100 万桶。

举例来说，墨西哥就有意分一杯羹–确切

来说，获得总出口量的十分之一。

而且，我们无法断定油价要降到何种程度，

产量才会趋于平稳乃至下降。

凝析油，异军突起：积极去除湿气或液体跨国管道服务提供商 T.D. Williamson (TDW) 的美国中游和集输市场专家 Abdel Zellou 博士

过去几年来投入了大量时间研究伊格尔福特地

区生产率的细微差别。因此，他很理解运营商

在那里所承受的压力。他认为，其中的主要压

力在于与常规油井相比采收率较低、递减率较

高，需要控制作业费用，同时仍要确保人员安

全和管线完整性，鉴于伊格尔福特原油含蜡量

较高，做到这些方面的难度会特别大。 尽管目前油价较低，但 Zellou 认为，伊格

尔福特仍然拥有新机会。他表示，鉴于当前钻

井经济学青睐湿气，这一点就特别明显。

他解释说，纵观过去，就含能量而言，

天然气和原油都是按平价定价的。 他表示：“目前，尽管原油价格已跌至每

桶 $50 美元左右、天然气价格已跌至每百万

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TDW 专家交付 — 在世界各地提供技术演讲和动手演示。 如需了解更多信息：tdwontour@tdwilliamson.com.

TDW 活动、文章与会议

联系沟通地点分布

Oil Sands9 月 15-16 日 | 阿尔伯达省麦克默里堡市 | 加拿大

2015 年 9 月

8 月 31 日 - 9 月 2 日 NACE Central Area Conference 密苏里州圣路易斯市

15-16 日 Oil Sands 阿尔伯达省麦克默里堡市

19-22 日 Arkansas Gas Association 2015 阿肯色州温泉市

21-23 日 North American Pipelines Congress 伊利诺伊州芝加哥市

22-24 日 Rio Pipeline 巴西里约热内卢市

Rio Pipeline9 月 22-24 日 | 里约热内卢市 | 巴西

DUG East6 月 23-25 日 | 宾西法 尼亚州匹兹堡市 | 美国

MEA Gas Operations Technical & Leadership Summit8 月 11-13 日 | 明尼苏达 州罗彻斯特市 | 美国

The Pipeline & Energy Expo8 月 25-26 日 | 俄克拉菏马州塔尔萨市 | 美国

NACE Central Area Conference8 月 31 日 - 9 月 2 日 | 密苏里州圣路易 斯市 | 美国

Arkansas Gas Association 9 月 19-22 日 | 阿肯色州温泉市 | 美国

North American Pipelines Congress9 月 21-23 日 | 伊利诺伊州芝加哥市 | 美国

不要错过 RIO PIPELINE 带压开孔和封堵技术专家 Frank Dum 与 Niyaz Garaev 发表的白皮书演讲。

密封效率的量化和提高： 双关双泄管线隔离

在苛刻的市场和无情的股东期望的持续驱动下，运营商聪明而努力地工作，力求实现 100% 的现场成功率。在管线隔离和作业安全方面更是如此。本文将介绍朝着久经现场考验的双关双泄隔离法发展的趋势，如何最大限度提高项目效率，并帮助管线运营商大幅降低成本和提高安全性。

鉴于隔离已成为带压管线维护的例行工作，双关双泄方法因此开发完成，以帮助世界各地以及各行各业的运营商在无需停产的前提下对管路进行无渗漏隔离，并实现 100% 的隔离成功率。

展位 D6 T.D.Williamson 2015 年 9 月 22-24 日

2015 年 6 月

1-5 日 World Gas Conference 法国巴黎市

2-5 日 Oil & Gas Asia 马来西亚吉隆坡市

23-25 日 DUG East 宾西法尼亚州匹兹堡市

2015 年 8 月

11-13 日 MEA Gas Operations Technical & Leadership Summit

明尼苏达州罗彻斯特市

25-26 日 The Pipeline & Energy Expo 俄克拉菏马州塔尔萨市

Oil & Gas Asia6 月 2-5 日 | 吉隆坡市 | 马来西亚

World Gas Conference6 月 1-5 日 | 巴黎市 | 法国

表示 TDW 将在此 活动期间发表白皮书

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新闻特写

• PIMS、PIMSS 和 IMPS：管线完整性的基础

• 持续发展的技术

• 准确性和一致性： 掌握全局

• 确认价值

妥善的管线完整性管理可产生关键信息，

有助于作出明智的决策。

问一问管线运营商它们的优先任务是什么，回答清单上排位最高的总会包括“确保管线系统在最佳状态下运行”。它们无时无刻不在寻找创新方法对其运行进行精细改进，确保为客户和公众带来福利。它们甚至还愿意分享自己的最佳实践，以增强全行业的能力。在油价走低和成本控制至关重要的背景下，这种创造性、合作性的管线运营优化策略显得格外重要。

一切均关乎

数据

创造或驱动效率的最有力武器之一就在运

营商的眼前：对通过管线完整性管理系统收集

的海量信息进行分析，运营商就能更好地预测

修理需求和控制成本。

的确，保护管线完整性通常是国家规定运

营商应该履行的标准任务。但是，检测、修复

和预防管线泄漏和失效的过程，远远不止于运

营商检查清单上一组简单的待办事项。 妥善进行的管线完整性管理可为企业收集

关键数据提供无限机会–准确、一致的数据有

利于作出最优决策，进而保障公众安全、保护

企业资产并控制成本。随着 PIMS、PIMSS 和 IMPS 等最近一些拗口的首字母缩写词的形成，

运营商拥有了比以往更多的工具和资源。

PIMS、PIMSS 和 IMPS：管线完整性的基础即使经验丰富的运营商一般也会混淆以下二者

的区别：用于确保管线最佳运行状态的计划–

管线完整性管理系统 (PIMS)，以及用于增强

PIMS 过程、发音类似的管线完整性管理系统

软件（PIMSS）。

跨国管道服务提供商 T.D. Williamson (TDW) 输送市场专家 Mike Kirkwood 博士表

示：“PIMS 管理系统是一种流程，由实际

人员–运营商、员工或个人–执行，目的是确

保管线系统在设计或使用寿命期间能够实现预

期功能。” 他补充说：“PIMSS 是一种支持 PIMS 的

软件程序；它其实就是管线完整性管理流程的

数字化形式，有助于运营商保持与该流程的合

规性。”

但 Kirkwood 同时也指出，管线完整性管理

系统软件完全取决于全面彻底、妥善规划的管

线完整性管理系统的实施。简单地说，PIMSS 与 PIMS 是不可分离的。

那么，全面彻底的 PIMS 是什么样子呢？

在美国，PIMS 的形式通常是运营商所谓的完

整性管理方案 (IMP)。IMP 制订过程的第一

步是，收集所有可用的管线系统信息：材料、

直径、管道内检测运行记录、在用防腐措施等

等。收集和输入所有这些数据后，运营商可使

用该信息预测潜在问题。

首先，运营商使用该数据识别管线沿线的

失效后果严重区 (HCA)。鉴于潜在后果的严

重程度不同，天然气管线和危险液体管线的 HCA 准则也不同。天然气输送管线的 HCA 只注重居民区–天然气释放导致的环境和生态

妥善进行的管线完整性管理可为企业收集关键数据提供无限机会–

准确、一致的数据有利于作出最优决策，进而保障公众安全、 保护企业资产并控制成本。

新

闻特

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后果通常极小。而对于

危险液体管线，

HCA 识别则专注于居民

区、饮用水源区和特别

脆弱的生态资源区。 完成这些任务后，

运营商接着进行完整性

评价。这可以包括水压

试验、管道内检测或无

损检测 (NDE) 等所有可

揭示管线系统当前状况

的过程。掌握管线状况

后，运营商即可决定为

了恢复和保持管线完整性，应该在何时采取何

种措施。 运营商从这时即开始制订自身的变更管理

计划和质量控制流程。所有这些信息均可帮

助运营商决定，为了更好地保护管线

并促进最佳功能，是否需要对 PIMS 进行变更–提供进一

步培训或采用不同的检

测方法等。

剩下的流程还包括向公司内部员工和社区

成员说明运营商实施的一切变更，并建立某种

形式的绩效测量系统。最后一步通常是，设定

重新评价时间间隔并建立预防和削减措施，如

减轻腐蚀以实现零失效。

这是一个复杂的多步骤过程，而 Kirkwood 也承认，对于运营商而言难度也许较大，但考

虑到安全、效率和财务回报等效益，这一学习

曲线堪称物有所值。

持续发展的技术尽管 PIMS 非常复杂，但运营商更应该将其视

为尽可能多地收集管线相关信息、与员工和社

区等利害攸关方分享这一信息并利用该信息指

导管线维护和修理相关决策的连续过程。

Kirkwood 表示：“其核心就是在一个易于

使用、易于访问且面向所有需求者的体系结

构中进行数据收集、数据存储和信息

管理。”

该体系结构的形式最好是一个软件系

统，该系统不但要使每个相关者都能轻

松访问这些 PIMS 流程，而且还要为分

析和充分利用所收集的信息这一极其重

要的过程提供辅助。

管线的某个部位需要的修理次数比其

他部位更多吗？某个管段更容易发生腐

蚀吗？PIMSS 可帮助您识别这些趋势并

制订解决方案。 PIMSS 技术在不断地发展和完善，因此，

更实用的选项也在近年陆续涌现，更多选项也

处于开发之中。近期的一大进展当属云端数据

存储的面世，它为管线数据的存取和备份提供

了另一个便利选择。另一新趋势：允许运营商

从手持设备上执行 PIMS 相关任务的移动选项。

该技术类似于允许用户在寒冷天气下从家里起

动汽车的消费产品。移动式 PIMSS 程序甚至

还可能允许您在上班途中要求该系统对一个新

的数据集进行评估。

但 Kirkwood 也提醒用户不要太早对 PIMSS 技术过于着迷。

在购买一套系统之前，必须先完全搞清

楚您购买的是什么、它能做什么、它不能做

什么。例如，PIMSS 可提供关于管线状况的重

要“快照”，但当前技术并未采纳“大数据”

概念，即无法通过分析大数据，识别更大的模

式或趋势。

准确和一致： 掌握全局为了最充分地发挥 PIMSS 技术乃至总

体 PIMS 管理的威力，运营商不但应收

集数据，还要想方设法确保获得准确、

一致的数据。换言之，当把拼图的所有

部分合在一起时就会显示出它的意义，

能够确切揭示管线系统中发生的情况。

在多数情况下，需要经过进一步努

力才能实现数据的一致性，因为运营

商收集的关于管线系统的信

息一般都是从多个来源获得

的。将信息的每个片段合并

起来，进而掌握有关管线、

管线风险以及最佳管线管理

措施的全局情况，难度可能

较大。而且，每当企业需要这

方面的协助时，T.D. Williamson 等专业服务提供商都能随时提供指导。

Kirkwood 表示：“想象一下，有两张透明

胶片。我在一张胶片上画出管线，在另一张

胶片上画出各个缺陷。我将这两张胶片叠放

在一起，希望使所有缺陷都对齐到管线上的准

确位置。但问题是，这两张胶片的尺寸不相

同，所以，管线无法对齐缺陷，或者缺陷无法

对齐管线。”

而诸如多数据集 (MDS) 管道内检测平台等

技术则能同时收集来自单一来源的多组管线完

整性数据–包括关于腐蚀、凹痕、制造缺陷、

材料变更等关键信息。

Kirkwood 表示：“借助此类平台，就能实

现绝对对齐，因为数据都是用同一工具同时采

集的。”

确认价值PIMS 的一大喜人趋势在于法规方面，特别是

在欧洲，各国政府正在赋予运营商在如何保护移动式 PIMSS 程序甚至还可能允许您在

上班途中要求该系统对一个新的 数据集进行评估。

这是一个复杂的多步骤过程，对于运营

商而言难度也许较大，但考虑到安全、效率和财务回报等效益，这一学习曲线堪称物有所值。

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管线完整性方面的更大决定权。更多国家的

政府都在选择询问运营商“请告诉我你们采

取什么措施保护管线完整性？”，而不是向

运营商展示有关预防管线失效的一份冗长的“

注意事项”清单。结果，创新力度大大提

高，PIMS 的诸多优点得到越来越多的认可。

这一趋势令人鼓舞。事实证明，精心设计

的 PIMS 流程实践–在精选软件解决方案的

辅助下–已成为管线运营商的一大增值命题。

依据从自身 PIMS 流程中收集的每一条准确、

一致的数据，运营商可以作出更好的选择，

这些选择最终将帮助它们实现提高管线安全

性和效率的关键任务目标。

居民区包括高人口密度地区 （美国人口普查局所谓的“城市化地区”）和其他居民区（美国人口普查局所谓的“规定居民点”）。

饮用水源区包括通过地表水或水井供水的地区和没有二次水源供应的地区。危险液体的溢出可能影响水源的陆地区 域也视同 HCA。

特别脆弱的生态区包括存在极度濒危物种的地区；存在联邦政府名录中列出的一种以上濒危物种的地区；以及迁徙水鸟集中的地区。

天然气输送管线的 HCA 一个根据研究和经验提出的方程式，估算了潜在爆炸可能造成伤亡或重大财产损失的波长及距离。该距离称为“潜在影响半径”(PIR)，用于描述潜在影响区域。

运营商必须计算出管道沿线各点的潜在影响半径并对相应影响区域进行评估，进而确认每个区域内包含多少人口。

包含 20 座以上人类居住建筑物的潜在影响区域；残疾人居住的建筑物； 疏散难度较大的建筑物（如：养老院、学校等）；或者在每年规定的最少 天数期间，居住人数超过 20 人的建筑物和户外区域，均定义为 HCA。

部分），而且还能发送用于清除石蜡的清洗

清管器，这种蜡质所形成的环境会促使容易

导致腐蚀、会释放大量硫化氢的微生物肆虐

繁殖（这是健康状况部分）。

自动化还可将正常清管作业期间与开关门

有关的泄压现象最高减少 90%。而且，自动化

可减少系统中所用阀门的操作次数，进而延

长阀门寿命。

但除这些效益之外，无人值守自动化作业

更可缩短工作时间并有助于保障人员安全。

在伊格尔福特，劳动力队伍的健康幸福已成

为一大挑战。

这是因为，随着该地区的繁荣发展，

在伊格尔福特偏僻狭窄的道路上行驶变得越

来越危险。需要借助非自动化清管系统收发

清管器或清管球的作业人员，可能需要每天

往来于管道工地，驾车行驶七小时也许是家

常便饭。而使用自动发送，现场人员在持续

一周或更长时间的整个周期内，只需前往工

地两次，人员出差时间可大大缩短。

更低价格是新常态吗？可以说，对于油气运营商而言，这种事在当下

根本不存在。甚至商品定价结构也建立在未

来之上。

那么，伊格尔福特的未来会怎样？新常

态将是什么？考虑到全球能源市场的复杂

性、OPEC 的推动以及美国原油出口的持续

禁令，很难完全肯定地作出预测。 但是，我们可以肯定的是：自动化正在继

续为该地区注入新的生命力、健康和财富。

HCA 定义 效率经济学上接第 19 页的封面故事

28 29

将双关 监控仪设置到位

步步 为营

放置第 1 号管道堵塞模块–100% 管道压力

泄放低压力侧至高压力侧的 50%

放置第 2 号管塞模块–50% 管道压力

泄放低压力侧至环境压力

海底管线维护一般涉及四种类别之一：阀门更换、接头连接、立管修理或吊

装保护。在这些类型的维护过程中，运营商要依靠非侵入管道内隔离方法来

保护自身的人员、实现合规、削减减产影响。最常用的隔离是这里所示的通

过 DNV 认证的双关监控法。

通过 DNV 认证的双关监控隔离法

28

1

2

3

4

5

低管道压力

高管道压力

环空压力

监控和跟踪模块

监测的

DP*

监测的

DP*

监测的

DP*

*压差

管道堵塞模块 #1

管道堵塞模块 #2

控制模块

为验证两端密封而 监测的环空压力 50% 管道压力

DNV 管道海底维修准则推荐规程

(DNV-RP-F113/3)：. 每块隔板都必须能保持管道全部压力. 独立式锁定系统. 必须对密封进行独立测试. 能监控管线完整性. 各个密封必须相互独立

通过使用 独立操作的隔离隔板和持续监控，

该系统使高压管线运营商

能在安全、受控和受监测的环境中

进行管线修理工作。

五个步骤进行

非侵入隔离

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8

According to PHMSA, that amounts to

76,000 MILESof gas transmission pipeline.

The new regulations apply to all steel gas transmission lines — Class 3; Class 4; all high consequence areas (HCAs); and Class 1 and 2 pipe in higher risk locations, also known as moderate consequence areas (MCAs).

Eventually, these regulations will also apply to hazardous liquids pipelines.

Are your pipelines included?

PHMSA defines ‘Moderate consequence’ as “an onshore area that is within a potential impact circle, containing one or more buildings intended for human occupancy, an occupied site, or a designated Federal interstate, expressway, or 4-lane highway right-of-way, and does not meet the definition of high consequence area.”

HCA MCA

CLASS 1 1,660 (est.) 24,177

CLASS 2 1,412 (est.) 14,750

CLASS 3 15,854 (est.) 17,097

CLASS 4 752 (est.) 210

TOTAL 19,768 (est.) 56,234

HCAs and Est. MCA Mileage

Total Estimated HCA + MCA Mileage = ~ 76,000 miles

Scope of Proposed IVP Process Estimated to Apply to Approximately 76,000 miles of GT Pipeline