中国石油开展油气管道设备国产化意义重大:符合国家相关政策要求,保障国家能源安全,提高管道行业效益,促进民族工业发展。提出了中国石油采用“政产学研用”1+N模式的国产化工作思路,总结了中国石油在高强度管线钢管、天然气用燃驱和电驱压缩机、大口径球阀等设备国产化方面的重大成果,阐述了中国石油在输油泵、关键阀门及执行机构、流量计等5大类16种油气管道设备国产化方面的重要进展,最后对中国石油油气管道设备国产化的前景进行了展望。

输气管廊带的建设已成为城市可持续发展的重要因素,我国西气东输一线、二线、三线已基本建成投产,后续四线、五线、六线、七线的建设应借鉴已建管道的技术与经验,并学习国外管廊带的建设理念,特别是俄罗斯输气管廊带建设技术、输送工艺技术、施工设备、施工方案、风险评估技术等方面经验;结合欧洲输气管廊并行管道的成熟建设理念,以及美国阀室跨接技术,洲际管廊深海管道建设技术、扩建扩容方式和合建站场模块化设计等理念,在我国已有的技术水平基础上,完善下一阶段长输气管廊优化研究工作,同时健全相关管廊管道维修条例,保障我国西气东输管廊带建设顺利进行,以及管道日常安全运行。

石油管道泄漏可能污染地下水,为有效控制和修复油污对地下水的污染,许多学者针对油污在地下水中的迁移转化规律及模型开展了研究。国外起步较早,已取得丰硕成果,而国内起步较晚,与国外存在一定差距,尤其在软件模型的开发方面。油污进入地下水后会发生对流弥散、吸附、降解、挥发等过程,即迁移转化作用,这种作用不仅仅受油品自身特性的影响,还受污染场地的水文、地质条件影响。建议基于已有研究成果,深入开展相关研究,借鉴国外先进技术,提出适合国内实际情况的方法和模型。

为了准确、快速地评价典型地质灾害对油气管道的危险性大小,基于典型地质灾害对油气管道的危害形式的分析,对崩塌、滑坡、泥石流3种地质灾害危险性影响因素进行辨识、分类整理,计算各影响因素的相对权重,以此建立了油气管道典型地质灾害危险性评价指标体系。详细论述了各因素的影响程度分级标准、评分标准以及危险性评价标准,综合考虑地质灾害的易发性、管道易损性,选取简单、易于操作的指标体系法进行危险性评价,最后将评价方法成功应用于某管道工程的地灾案例中,结果表明:油气管道典型地质灾害危险性评价技术具有较强的操作实用性。该研究成果在指导地质灾害发育点的管道施工风险控制方面有非常重要的参考价值。

通过分析滑坡灾害危险性和覆土储油罐区灾害引发的事故,选取地形地貌地质条件、罐区防护能力、灾害诱发条件、灾害历史条件4类14个滑坡灾害对覆土储油罐区影响较大的因素作为风险评价指标,利用传统层次分析法建立了指标体系。介绍了综合可拓方法原理和计算流程,提出了基于改进层次分析法覆土储油罐区滑坡综合性风险评估模型。利用Visual C# 2010 Express进行了适用于改进层次分析法确定权重的程序设计,简化了计算。以某油库覆土储油罐区为例进行验证,将滑坡对该覆土储油罐区风险等级划分为安全性好、较好、差、极差4级,参照相关文献,定量划分了14个风险指标危险性区间,利用提出的模型计算得出,虽然该储油罐区在降雨等方面面临威胁较大,但整体安全性较好,与实际调查结果较为吻合。

西气东输金坛盐穴储气库建设于地质条件复杂的层状盐层中,耗资巨大且有一定的使用期限,因此,确保腔体在安全稳定运行的前提下,尽量增加其工作气量,意义重大。以西气东输金坛盐穴储气库的盐矿老井西2井腔体为例,通过声纳数据对比分析,发现在目前的注采运行方式下存在一定程度的效益浪费,因而利用数值模拟方法校核了盐岩的蠕变参数,并利用修正后的参数对注采最小气压和最大气压进行了优化,增加了单腔工作气量,提高了经济效益。

针对石油石化企业油品装卸作业,为了指导合理设计管径和选择泵型,对油品装卸作业管路水力计算方法进行了总结分析。通过理论分析,阐述了3种计算方法(简化计算法、精确计算法、软件模拟计算法)的理论基础、计算思路与步骤,以及计算结果的误差来源;通过典型的实例计算,对比总结得到3种计算方法的适用工况,以及使用过程中的注意事项。经分析发现:3种方法的理论基础基本一致,而计算结果的不同,主要源于计算过程中集油管不同管段的油品流量取值的不同;对于一般的油品装卸作业工况,3种方法均适用,而当管路长度、复杂性及泵必需汽蚀余量计算准确度要求较高时,建议选用模拟计算方法进行水力计算。

针对我国天然气管输定价问题,从传统管输费计算模型入手,通过对西气东输二线工程的实际调研和数据分析,总结出传统管输定价方法以管输距离为单一变量的缺陷与不足,并提出天然气管输费用制定的关键在于天然气管输作业量的计算。为此,以西气东输二线复杂管网为例,建立合理的复合作业量计算模型,并在此基础上测算出管网内各站点的平均输送距离,按照运价运距比公式得到整个管网系统各站点的天然气管输价格。通过实例计算发现,采用复合作业量计算模型计算管输费用的方法较符合天然气目前的管输市场价格。该成果可为我国联网天然气管输费的测算提供参考,有助于完善我国天然气管输定价机制,保证我国天然气产业健康有序发展。

加气站LNG低温储罐液位多采用差压式液位计进行计量,无法准确测量储罐液位,从而无法对LNG的真实库存和损耗情况做出科学和准确判断,更不能真正实现LNG的库存和损耗管理。为了解决LNG低温储罐使用环境下出现的压力波动、液体饱和状态变化等因素而导致计量偏差较大的问题,介绍了多种适应LNG低温介质的液位计的测量原理及组成,探讨了常见的探头类型、仪表安装方式和注意事项,比较其性能优缺点。最后,提出采用LNG储罐安装改进后的伺服液位计的工艺方案,可以实现LNG储罐的精准计量、安全操作,解决了天然气加气站行业中低温储罐计量难题。

针对大容量计量光学垂准线法存在的人工劳动强度大、危险系数高、准确度低等缺陷,结合爬壁机器人的研究现状,从机械结构、控制机构与软件设计3方面开展了大容量径向偏差测量机器人装置的研究。在机械结构方面着重开展了吸附机构、驱动机构、传动机构、跨越机构、传感机构的设计研究。研制出的大容量径向偏差测量机器人装置样机已应用于立式金属罐容量的计量工作,测量结果表明:该装置在保证测量准确度的同时,提高了工作的安全性,降低了人工劳动强度。

压气站等油气站场的地下管网、电气仪表接地、设备基础等地下设施结构复杂,阴极保护参数随土壤特性、气候特性、阳极布置位置和汇流点位置等的不同而有较大变化,在不同地区,甚至同一地区的不同站场都会表现出很大的差异性。通过对乌兹别克斯坦已建多个压气站出现的区域阴保问题进行综合原因分析、电位分布测量、设备性能优化、阳极增补、汇流点和参比电极位置调整,使其各项指标达到标准,取得了满意的效果。在此基础上总结了区域性阴极保护的规律特点,可为压气站阴保系统的设计和施工提供参考。

近年来油气管道修复技术领域的新材料、新工艺在国内生产现场大规模应用,其使用的安全性和适应性成为不可忽视的重要问题。通过大量的室内和现场应用试验,研究了CFRP材料的耐久性,以及CFRP用于钢质管道管体缺陷修复的电偶腐蚀风险、修复的匹配性和可靠性,结果表明:CFRP材料具有优异的耐酸碱老化、耐湿热老化及耐候性能,是传统维修方法无法比拟的,为工程应用的设计、选材、成型、维护、检验检测提供了参考。然而,CFRP与钢管发生电偶腐蚀会严重影响修复质量,造成严重的安全隐患,必须采取措施进行防护。

CO₂驱油、注水采油以及油水混输技术的应用,虽然节省了投资成本,但增加了油水混输管道CO₂腐蚀失效的安全隐患。应用全瞬态多相流软件OLGA,将油水多相流模拟与CO₂腐蚀预测数值仿真相结合,研究了立管角度、立管高度、入口温度、处理量、Cl^-浓度、HCO₃^-浓度以及缓蚀剂MEG浓度对含CO₂油水混输管道内腐蚀的影响。结果表明:在某些极端开发条件下,立管底部是腐蚀失效高风险点,需要提高立管底部腐蚀裕量;Cl^-、缓蚀剂MEG浓度对油水混输管道内腐蚀速率的影响趋势相似,均存在浓度临界值,一旦超过该值,其对腐蚀速率的影响趋势将发生显著变化。

天然气计量是天然气贸易中至关重要的环节,介绍了国内外主要天然气流量计检定站的现状,对比分析不同原级标准的优缺点,阐述了基于HPPP法的德国Pigsar天然气流量计检定站的工艺流程、量值传递方式及HPPP装置的工作原理。以HPPP法为原级标准的检定站具有流量稳定、准确度高等特点,但受技术限制在我国应用并不广泛。分析了我国应用HPPP法的可行性,武汉分站应用实践结果表明:HPPP装置可解决我国大口径、高压力天然气流量计检定能力不足的问题,但减少管容积对检定精度有一定影响。

为了便于钢制焊接储罐设计人员合理地选取设计规范进行储罐罐壁抗震计算,简要介绍了储罐设计规范GB 50341-2003、API 650-2013中底圈罐壁最大轴向应力和底圈罐壁许用临界应力的计算方法。分别对15×10⁴ m³、10×10⁴ m³双盘式浮顶油罐进行了底圈罐壁最大轴向应力、底圈罐壁许用临界应力的计算,结果表明:在计算底圈罐壁最大轴向应力时,GB 50341-2003与API 650-2013的计算结果相同;GB 50341-2003与API 650-2013在计算底圈罐壁许用临界应力方面都是安全的,但GB 50341-2003在确定罐壁许用临界应力方面相对保守。GB 50341-2003与API 650-2013中罐壁许用临界应力的计算公式可用一个公式来代替,当底圈罐壁最大轴向应力不大于底圈罐壁许用临界应力时,储罐底圈罐壁在地震作用下是安全的。

管道信息数据库是数字化管道的核心,其中管道建设数据库是重要内容之一,在建设过程中采集一系列数据、图像、视频等资料作为构建数据库的基础,同时可以提高现场施工人员的手工录入效率。在深入分析Android的系统架构及其应用程序组成的基础上,设计了基于Android的管道建设应用便携式录入终端,其功能模块主要包括:登陆界面模块,现场资料录入模块,技术、质量、安全管理模块,地理地貌信息录入模块以及账户管理模块等。在中缅管道的实例应用结果表明:该录入终端既减轻了现场施工人员的劳动强度,又能准确、及时、方便地录入各种数据和图像视频,为构建管道建设数据库提供了技术支持。

针对大功率变频电驱压缩机的冷却问题,考虑风沙、水质、温度因素,对冷却水关键设备进行选型。针对冷却塔区工艺管网流程,考虑极端温度下冷却塔运行情况,提出管道串并联方法。改进西二线中冷却水泵房设备布置,为控制与辅助设备预留足够空间。总图布置方面,结合站场生产区内各单体位置,简化管路,优化冷却水功能区。水质方面,首次在西气东输工程采用软水器对冷却塔喷淋水进行去离子操作,避免盘管腐蚀结垢。针对冷却水系统外部管网,改进阀井排污、防冻、检修、降噪措施。针对工艺流程,提出电机与变频器流量分配优化方法。进行冷却水系统水力分析,模拟流体动态循环,计算水泵扬程、压力损失与最低点压力,保证水泵安全运行。

为了使储油库设计洞距能够确保围岩稳定、施工运营安全以及经济上的合理,采用Hoek和Brown提出的地质强度指标(GSI)法,应用Hoek-Brown经验公式确定岩体力学参数。以辽宁某地下水封储油库工程储油洞室为研究对象,借助FLAC3D软件对围岩间距进行数值分析,利用位移判据对数值分析结果进行解释,进而判断洞室间距的合理性。最后指出:60 m间距方案可以满足工程整体稳定安全的要求,对工程实践具有一定的指导意义。

油气管道斜拉索跨越常用于峡谷地区的河流穿跨越工程中,为了解决中缅油气管道北盘江斜拉索跨越工程风振稳定、清管振动、索力平衡以及桥塔刚度等问题,开展了斜拉索全桥和节段模型风洞试验,并进行了有限元数值模拟分析。通过分步迭代获取了不等跨斜拉索结构的合理成桥索力,并采取边跨配重和拉压支座结合的方式平衡索力;通过全桥模型和节段模型风洞试验,获得了结构抗风需要的风振参数,并对跨越结构抗风稳定性进行了验证,同时基于走道板对抗风安全的影响,选取了透风率高的走道板型号;通过综合比选,桥塔结构形式采用了钢管混凝土桥塔,3根管道采取了上下布置方案。由此,有效保证了结构抗风安全,并解决了不同工况下结构振动和索力平衡问题。

海底管道悬跨管段在波流联合作用下极易发生共振破坏和局部屈曲破坏,而悬跨管段跨长是其重要影响因素之一。针对海底管道临时管跨的极限强度问题,分别从管道屈曲强度、屈服强度及共振强度等方面,给出计算允许最大跨长的方法和流程,采用VBA语言开发了海底管道悬跨许用跨长计算分析软件,并进行实例计算,得到不同阶段海底管道允许最大跨长。相关方法和软件可以为现场工程人员解决临时管跨评估问题提供有效的支持,从而加快总体工程进度。

针对长输管道压气站压缩机组进气滤芯冬季结霜导致进气压损变大的问题,结合站场现有的除霜措施,优化原有反吹系统的除霜方案,提出了一种改进的进气滤芯反吹系统开关控制逻辑算法:通过采集环境温度、环境湿度以及进气滤芯壁温信号,计算得出环境露点温度,并与采集的进气滤芯壁温进行比较,判断是否存在结霜可能性,以此作为反吹系统开关的控制条件,达到抑制进气滤芯结霜的目的。研究结果表明:优化了的控制系统能够提前对结霜可能做出响应,动态控制反吹除霜系统的启停,保证进气滤芯附近环境参数维持在一个不宜结霜的条件下,为解决压缩机组进气滤芯结霜问题提供了一种可行方案。

外输计量直接影响LNG贸易交接的顺利进行,浙江LNG接收站选用超声流量计组成的计量橇座系统,配置取样分析监控设备,能够保证计量系统的整体精度,满足能量交接需要。介绍了浙江LNG接收站计量系统的组成及流量计算过程,详细阐述了计量系统在设计及运营阶段控制要点。结果表明:通过周期性开展流量计使用中检定及声速核查,及时判定计量系统“健康”状况,既方便操作人员及时采取防御性维护,又可提高检定周期内计量仪表的精确度,减少贸易纠纷。同时,给出了超声流量计常见问题及对策,对今后投产的接收站计量站场建设及运营维护有一定指导意义。

目前我国地下水封洞库开发现状形势严峻,在洞库储油过程中,输油、抽油和注水等作业都会诱发岩体微破裂,微震监测技术正逐渐在地下水封洞库的稳定性和安全性评价方面显示出特有的优势。通过分析微地震活动性事件来描述洞库岩体裂缝的二次活动性信息,可以判定洞库岩体的损伤程度及安全状态,进而揭示洞库岩体的变形机制。以中国石油锦州地下水封洞库工程为例,介绍了微震监测技术在地下水封石油洞库中的应用,从而为未来地下水封储油洞库的运营管理提供思路。

随着进口含硫原油数量的逐年递增,含硫原油接卸、储运产生的一系列问题日益凸显。通过对硫化氢腐蚀、含硫原油储罐自燃、硫化氢中毒等含硫原油接卸和储运问题进行分析,提出以下建议:建立含硫原油接卸、储运监测预警体系和应急处置预案,编制相关标准及培训规程、安防规程、操作规程等程序文件;开展含硫原油溢漏及扩散规律研究,确定溢漏危险点和危害隐患;加强含硫原油接卸、储运作业的环境监测和人员防护;开展高含硫和硫化氢原油腐蚀规律研究;研究建立含硫原油废气回收处理技术,保证含硫原油全密闭处理。上述建议可以为科学有效地开展含硫原油接卸和储运危害防控提供指导。

针对传统的腐蚀管道可靠性评估方法只注重确定性因素,而未考虑不确定因素影响的问题,基于可靠性分析方法的基本理论,建立了腐蚀管道失效的极限状态函数,采用Monte Carlo 方法,综合考虑管道缺陷尺寸、材料特性、载荷等不确定性因素的影响,对腐蚀管道各随机参数进行了灵敏度分析,揭示了腐蚀深度和径向腐蚀速率是影响管道可靠性的两个关键因素。利用Matlab 模拟油气管道的腐蚀发展过程,获得了腐蚀深度、径向腐蚀速率的不同数字特征值对管道可靠性的影响,并对其进行寿命预测,对管道的维护决策具有重要意义。

含蜡原油蜡沉积速率影响因素多而复杂,确定各影响因素的主次对于建立蜡沉积预测模型尤为重要。从蜡沉积影响因素中选择7 个主要影响因素,采用主成分分析法确定了蜡沉积速率影响因素之间的关系,量化了各影响因素的权值,并对这7 个影响因素的影响程度进行排序。对青海原油两种实验条件下的蜡沉积速率实验数据进行分析,结果表明:管壁剪切应力、油温、蜡分子浓度梯度这3 个影响因素对蜡沉积速率的贡献较大,且两种实验条件下各因素权值大小顺序基本一致,这也证实了该方法确定蜡沉积影响因素权值的可靠性。

为优化加拿大SAGD 油砂乳状液脱水处理工艺,研究了加拿大SAGD 油砂样本物性,理论分析了SAGD 油砂乳状液的稳定性,开展两种典型稀释剂的稀释特性实验,获得了各自的稀释脱水特性,为脱水处理工艺的完善与优化提供指导。研究结果表明,以石脑油为代表的芳香族稀释溶剂的经济技术掺稀比为20%,石脑油掺稀降黏增大密度差的效果较好,但是对于水滴聚结的作用效果不明显,造成整体脱水效果较差,因此实际应用时仍需要加破乳剂。而以正庚烷为代表的脂肪族溶剂由于黏度、密度比石脑油大,因此降黏效果较差,但在超过一定比例后,能使SAGD 油砂乳状液中的沥青质沉积,稀释特性表现为从掺稀降黏作用转变为沥青质沉积,掺稀比为1.8 时可以完全脱除油砂乳状液中的水滴。

稠油掺稀后混合油黏度的准确计算是稠油地面设施及管道工艺计算的基础,为了研究高黏度比(大于1×10⁴)对于混合油黏度预测准确性的影响,首先筛选6 个较为常用的混合油黏度计算模型,通过Capella 稠油与4 种不同物性稀油的现场掺稀测试,对38 组共114 个混合油黏度实测值和模型预测值进行对比,使用误差分析方法讨论了稠稀油黏度比对不同模型预测准确性的影响。研究表明:黏度比小于3 000 时,Cragoe 修正模型预测平均误差小于10%;黏度比大于3 000 时,推荐采用Lederer 改进模型,平均预测误差小于15%;黏度比对于混合油黏度模型预测误差的影响不可忽略,如需对现有模型进行修正,则应在修正式中引入黏度比。

为了研究成品油携水特性的主要影响因素,分析成品油管道内腐蚀原因,以兰成渝管道为例,采用Fluent 软件,模拟了流速、油品黏度、上倾角度等因素对油携水能力的影响,分析在地形起伏管段及工况参数改变的情况下油携水时的积水分布形态。重点研究兰成渝管道各年运行工况下的临界倾角,在此基础上判断兰成渝管道运行过程中的积水情况和内腐蚀原因。研究表明:流速和黏度的增加能够有效地提高油携水能力;成品油管道沿线坡度较大的上倾管段处是低洼积水的危险位置,而管道沿线低洼处存在大量积水是导致成品油管道内腐蚀的根本原因。关键词:成品油管道;内腐蚀;油携水;数值模拟

为了提高储罐底板检测中电磁超声兰姆波换能器的换能效率,研究了兰姆波换能器的洛伦兹力机理和磁致伸缩力机理,理论研究结果表明:钢板中静态偏置磁场强度的平方与回波信号的强度成正比。对储罐罐底Q235 钢板进行有限元仿真计算,通过改变电磁超声兰姆波换能器中永磁铁的结构,分析钢板内质点能量密度时间均值的分布情况,进而对兰姆波换能器开展试验研究,结果表明:改变电磁超声兰姆波换能器中永磁铁的结构后,兰姆波换能器的检测钢板距离增加了2.42 倍。

为了合理确定油罐火灾中邻近油罐冷却水供给强度,通过分析油罐之间的传热过程,结合传热学和水的蒸发冷却理论,建立了邻近油罐冷却水供给强度的数学模型。利用该模型,计算了几种常见尺寸拱顶油罐的冷却水供给强度,并与国内外相关规范提出的邻近罐冷却水供给强度值进行对比分析。研究表明:根据该模型计算的冷却水供给强度值大于我国规范规定的强度值,前者是后者的2.75~4.71 倍,计算结果接近于国外规范规定的强度值,我国规范对冷却水供给强度的规定偏小。

在用三甘醇脱水过程中,滞留在三甘醇中的无机盐是影响三甘醇性质的主要因素之一。采用直接向三甘醇中加入无机盐的方法,研究了无机盐在三甘醇中的最小沉积浓度,分析了影响三甘醇流变性的无机盐浓度、无机盐类型对富三甘醇再生温度的影响。结果表明:单一无机盐在三甘醇中产生沉淀的最小浓度与该盐在水中的溶解度及三甘醇的含水量有关;在多种无机盐混合的条件下,在三甘醇中产生沉淀的最小浓度与无机盐的种类、混合比例有关;影响三甘醇流变性发生变化的无机盐最小浓度远大于无机盐发生沉淀的最小浓度。

以山东青岛市董家口某16×10⁴ m³ 大型LNG 预应力混凝土储罐为研究对象,利用ADINA建立大型LNG 储罐的有限元模型,采用夹层橡胶垫作为储罐的隔震装置,对隔震储罐进行地震响应分析,对比分析隔震前后储罐内外罐的地震响应,考虑夹层橡胶支座参数第二形状系数对储罐地震响应的影响,并对LNG 储罐隔震后的经济效益进行初步分析。研究结果表明:夹层橡胶支座即隔震装置不但能够有效地控制储罐内外罐的地震响应,而且可以产生良好的经济效益,但是,夹层橡胶支座第二形状系数的改变对减震率的影响很小。研究成果对于更详细地了解隔震储罐的地震响应具有重要的工程意义,且对夹层橡胶支座的生产参数的选择和设定也具有很好的借鉴意义。

天然气管道内部缺少耦合介质,无法使用常规压电超声测量管道壁厚信息,为此研制了一种轮式超声波壁厚测量系统。轮式超声波壁厚测量系统由轮式测厚探头、超声波激励、接收电路、数据分析存储单元和其他接口电路组成。该系统采用轮式超声波探头对管段壁厚值进行测量,将压电超声换能器安装于轮毂上,轮毂外浇铸弹性材料,通过轮面与被检测试件紧密贴合来实现超声波的声场耦合。牵拉试验的测试结果表明:该系统工作稳定,轮式超声波探头与管壁耦合效果良好,能够分辨出全部壁厚值,测量精度达到0.1 mm。该系统可以集成在管道变形、腐蚀及裂纹检测器上使用。

天然气管道输气效率系数表征管道实际运行情况偏离理想计算条件的程度,其取值对管道的实际输送能力和管道工程的建设投资、运行维护费用等具有重大影响。为了保证管道在经济最优的情况下,在运行阶段依然能够达到设计输量,需要合理确定管道的输气效率系数。结合工程实例,对Colebrook-White(C-W)、潘汉德尔B 等较为常见的几种水力摩阻计算公式进行了理论研究和对比分析;基于GB 50251-2003 输气管道工程设计规范中对采用潘汉德尔B 摩阻计算公式时输气效率系数E的取值规定,校核了我国当前设计中采用C-W 水力摩阻计算公式时,输气效率系数值取1 的合理性;通过对输气效率系数的分析研究,给出了管径、管壁粗糙度及雷诺数不同的管道工程,在输气效率系数值取1 的基础上所应做出的适当调整。

水平定向钻穿越大型河流时,在其出入土端经常会遇到松软地层,为了保证钻进顺利进行,通常使用地质改良或套管隔离等方法提高成孔性能。针对现有套管夯击安装工艺,通过对套管夯击过程力学受力情况分析,利用仿真模拟技术,建立套管夯击过程受力模型,对套管受力情况进行数值模拟,揭示了套管夯击过程中不同因素对夯入深度的影响。根据数值模拟分析结果,增强套管的材料强度可有效增加抗屈曲能力,随着夯击深度的增加,夯击力传递效率迅速下降。同时,结合相关力学理论,参照顶管结构计算方法,通过理论分析与现场施工情况结合,提出套管极限夯击深度计算方法,可为套管有效夯击深度的设计提供参考。

LNG 卸料臂是LNG 接收站的关键设备,其安装是LNG 接收站工程建设施工过程中的一个关键环节,直接关系整个工程建设的施工进度。介绍了德国SVT 生产的LNG 卸料臂的结构及设备组成,详细说明了LNG 卸料臂各阶段的安装过程及技术方法,总结了卸料臂安装过程中的若干关键技术,包括卸料臂各部分的起吊及运输技术、卸料臂安装前的仓库及工作船码头组装技术、卸料臂内管的连接技术、三维旋转组件的安装技术、卸料臂配重块的定位及安装技术、卸料臂充氮保护及防雷接地技术等,强调了卸料臂安装过程中的注意事项。研究成果可为LNG 接收站内LNG 卸料臂的安装提供借鉴。

:传统的油气管道站场电类传感技术(振动电缆、对射类等)误报率较高,且由于其前端采用有源传感(需要供电),存在电磁干扰问题。基于此,提出了一种基于迈克尔逊的振动光缆技术:利用迈克尔逊干涉原理,测量微小变化,针对人为入侵的特点,通过匹配连续振动点的相似性来区分正常干扰和非正常入侵。基于迈克尔逊的振动光缆周界报警系统由传输光缆、传感光缆、始端防区模块、终端防区模块、信号处理单元、周界报警主机等组成。该系统针对人为入侵的特点设计,能有效区分正常干扰和非正常入侵,大大降低误报率,同时前端采用光传感器,无需供电,不存在干扰问题,在实际工程应用中效果良好。

针对钢制焊接储罐设计人员如何选取设计规范进行不同条件下的储液晃动波高计算的问题,介绍了GB 50341-2003、GB 50761-2012 与API 650-2013 中关于储罐晃动波高的计算公式及其影响因素,主要分析了GB 50341-2003 与GB 50761-2012 中储液晃动基本周期对地震影响系数取值的影响及其差异,对10×10⁴ m³、1×10⁴ m³ 及200 m³ 储罐进行了储液晃动基本周期、地震影响系数和储液晃动波高的计算,计算结果表明:相同容积与径高比的储罐晃动基本周期相同;储罐径高比越大,GB 50761-2012、API 650-2013 与GB 50341-2003 计算所得的晃动波高相差越大;当径高比趋于1 时,GB 50761-2012、API 650-2013 与GB 50341–2003 计算所得的晃动波高相差较小。根据计算结果,给出了各个储罐设计规范中晃动波高计算公式的适用范围。

绕管式换热器具有耐高压、运行平稳、流体适应性强等优点,研究绕管式换热器的传热特性对提高其设计制造能力具有重要意义。归纳总结了绕管式换热器的几何模型、壳侧传热模型和管侧传热模型,计算了不同雷诺数工况和不同结构特征换热器的壳侧结构因子和管侧传热系数,分析了传热特性随结构参数变化的规律,从而提出了设计制造过程中确定结构尺寸的指导性建议。结果表明:降低垫片厚度,减小绕管径向间距,能够显著增强壳侧传热效果;使用小口径绕管,减小芯体直径和缠绕直径,有利于管侧换热;减小缠绕角度和绕管轴向间距对换热的增强效果有限,但能降低换热器高度,便于运输和安装。

东江钻爆隧道穿越是西气东输二线东段广深支干线的控制性工程,其采用水下钻爆的方式施工,施工中的探水、防水和治水关系到施工安全及工程成败。根据工程特点,采用了深孔超前探测、超前短探、深孔高压帷幕注浆、定点注浆、短孔定点注浆等方法,将水堵截在隧道开挖轮廓线之外,使出水量在可控范围之内。通过预注浆围岩固结、短掘短支和联合支护等措施,防止了大规模坍塌冒顶,保证了隧道的安全、顺利贯通。东江钻爆隧道工程的探水及治水工艺可为今后类似工程提供借鉴。

摘要:为满足我国海洋石油管道科学监管的需求,需建立适合国情,兼顾安全性与经济性的安全评价体系。应用系统工程中的解析层次法,通过对海洋石油管道危险源风险因素两两比较,对非定量事件进行了定量分析尝试,对主观判断进行了客观描述,将海洋石油管道危险源风险问题简单化。在Muhlbauer W K 提出的长输管道风险评价的基础上,引入了海洋石油管道风险评价技术,建立了海洋石油管道失效可能性及失效后果层次分析图的模型,介绍了利用解析层次法确定失效可能性因素及失效后果权重的流程,并计算了各层风险因素相对于海洋石油管道失效可能性及失效后果的权重,为海洋石油管道安全评价及分级研究提供了理论基础。

介绍了某海洋复合保温软管的结构形式,并推导出理论传热系数的计算方法。根据规范设计了稳态和瞬态两种保温性能实验方案,分别对该复合保温软管进行测试,并对实验数据进行处理分析。通过对理论值与实验值进行对比,发现瞬态实验所得传热系数要小于稳态实验的所得值,稳态实验方案测得的传热系数更加接近于理论值。对比两种实验方案的优缺点可知,采用稳态实验方案获得的数据更加准确可靠。对稳态实验方案得到的实验数据较理论计算值偏小的原因进行了分析,认为理论计算时忽略了夹杂在软管结构内空气的保温效果,是造成理论值大于实验值的主要原因。

由于苏里格气田苏10 区块单井产量低,井口压力为0.5~1.0 MPa,积液井占总井数的62%,导致地面管网普遍存在积液问题。为更加有效地携出集输管网积液,同时降低井口压力,提高单井采收率,需对目前集输模式进行优化设计。针对苏10 区块集输模式存在的问题,针对性地开展了流量控制、降低压差工艺试验;同时根据目前集输模式的特点,提出阀室移动增压橇集输模式设计。计算结果表明,优化后的集输模式可以进一步降低井口压力(0.1~0.5 MPa),从而有助于单井井筒携液,提高单井采收率;同时可以有效地对管网进行携液,降低管网压差,提高输气效率,最终达到延长气井寿命,为气田稳产提供支撑的目的。

针对传统的天然气长输管道布站设计方法以天然气年输量为设计输量,忽略站场的海拔和温度环境因素变化带来的压气站效率低、设计余量浪费等问题,优化设计了一套基于等负荷率布站原理的布站方法。将该方法应用于西气东输二线西段干线管道中,全面对比分析了传统方法和改进方法在输送能力、进出站压力、进出口温度、耗气量、负荷率、压缩机配置、驱动方式、站间距离等方面的差别。结果表明:改进后的布站方法全程平均负荷率高达98.3%,远高于传统方法的平均负荷率;到达下游市场出口压差仅为2.86 MPa,压比为1.35;站场由原来的14 个削减为12 个,驱动机组减少9 台,减少直接经济投资超过12×10⁸ 元。改进后的布站设计能够保证天然气管网安全运行,减小了站多导致的故障影响面,便于合理利用资源,满足下游市场的供气需求。

我国针对多批次顺序输送成品油管网调度优化研究刚刚起步, 与我国成品油管网建设的飞速发展不相匹配。国外针对这方面的研究工作开展较早, 并取得了一定成果, 值得我国借鉴。基于此, 从调度模型时间表达方式及模型求解表达方法两种分类方法出发, 基于相关领域技术文献, 对目前管网调度的研究成果进行评述。剖析了管网调度模型中的各个子问题, 总结了针对各个子问题的求解方法, 并在最后梳理了未来成品油管网调度问题的研究方向。

介绍了不同原理及方法的超声技术应用于管道热收缩带粘接质量检测的技术发展, 对比分析了各自优缺点。针对管道补口热收缩带粘接质量的脉冲回波超声检测技术开展了系列试验研究, 建立了基于超声检测的管道补口热收缩带粘接质量评价方法, 开发了管道补口粘接质量评价软件和试验样机, 并在管道补口试块上进行了测试, 结果表面:利用样机得出的评价结果与机械拉伸测试结果具有较好的一致性, 为实现管道补口热收缩带粘接性能的检测提供了新途径。

由于近年来油气管道环焊缝开裂事故时有发生, 环焊缝缺陷内检测技术受到广泛关注。分析了最近几年国内外油气管道环焊缝开裂事故及其原因, 指出在油气管道环焊缝开裂事故中, 致因缺陷多为裂纹、未焊透和未熔合, 以及较为尖锐的咬边, 且大多萌生于管道内表面, 其应力集中程度高, 极大地削弱了管道的承载能力。探讨了漏磁内检测、超声波内检测、电磁超声内检测、电磁涡流内检测4种管道环焊缝缺陷内检测技术的研究现状、技术特点、应用局限、研究方向和发展趋势, 以期为攻克油气管道环焊缝检测这一国际性技术难题提供参考。

油气管道继续输送油气的效益低于输送成本且管道没有其他潜在用途, 或者管道自身条件老化严重无法继续安全运行时, 废弃处理是不可避免的选择。管道废弃施工是一项复杂的系统工程, 应该做好充分准备并制定详细计划, 将经济成本和环境负面影响降到最低。针对管道废弃过程的重要环节, 结合国外管道废弃处置的实际案例, 探讨了管道残留物的清理、管道及其附件的拆除、穿越管段的填充、原位弃置管道导流效应的处理以及管道废弃处置之后的跟踪维护等关键技术, 可为我国废弃油气管道的科学处置提供借鉴。

为了准确把握埋地油罐所用高液位阀的关阀过程, 建立了阀门关闭过程的运动学方程, 求解得到了关阀速度、关阀时间及关阀加速度方程。阀芯的关阀运动方程表明:在控制阀的主体结构确定以后, 节流孔的大小将影响关阀时间、关阀速度及关阀加速度, 且节流孔越大, 关阀时间越短。利用Fluent软件对高液位控制阀的关阀过程进行了数值模拟, 结果表明:高液位阀的关阀过程是一个加速度逐渐减小的加速运动, 且在关阀过程中产生了水击现象, 因此采用导杆的形式来控制阀芯的运动方向非常必要。

为了研究管道运输(PNG)、LNG公路罐车及CNG公路罐车3种天然气运输方式的经济适用范围, 分别对其进行了成本分析, 建立了单位体积天然气运输成本的经验公式。基于经验公式, 对3种运输方式的单位输气成本进行了比较, 得到不同运输方式的经济运输临界曲线, 直观地反映了不同运输距离和运输规模下最经济的运输方式:CNG公路罐车运输适用于小规模、短距离的天然气输送, 最大输气量为16×10⁴ m³/d, 最大运输距离约为300 km;当运输距离超过236 k

针对输油气管道某些特殊部位, 管道漏磁检测器难以实现漏磁信号正常检测的问题, 根据管道被漏磁检测磁化器磁化至磁饱和后产生的剩磁效应现象, 提出了线圈励磁方式, 利用剩磁效应检测管道缺陷的方法。研究了剩磁检测磁化器磁化方式、剩磁效应产生原理、剩磁场检测原理。实验采用线圈励磁方式, 将管道磁化至磁饱和后产生剩磁效应, 磁敏元件对管道进行剩磁信号外检测。结果表明:管道缺陷的径向深度、轴向宽度与剩磁检测信号呈线性关系, 通过实验分析剩磁信号可准确判断管道缺陷, 证明了利用剩磁效应检测管道缺陷方法的可行性。

为减小漏磁检测器的体积, 提高内检测的灵活性, 采用有限元分析方法, 在非磁饱和环境下, 建立漏磁检测有限元模型, 研究弱磁励磁对漏磁检测结果的影响, 并对弱磁检测精度、信号特征和分布规律进行分析。结果表明:弱磁法具有一定的检测能力, 但检测精度降低40%;管道缺陷深度在30%～40%壁厚范围内, 外缺陷的径向弱磁信号不可区分;缺陷宽度小于2 mm时, 外缺陷弱磁信号轴向分量幅值大于内缺陷信号幅值。该仿真结果可以作为内外缺陷评判的依据, 同时对改进检测器结构具有参考价值。

:新建管道的应力检测是其长期稳定运行的有力保障, 传统内检测方法只能检测出管道已经产生的腐蚀和缺陷, 无法检测出应力集中区域。为此, 应用弱磁检测理论, 基于数据采集系统、传感器及采集定位系统、变形检测系统、视觉检测系统、机械结构等的设计, 完成了管道弱磁内检测装置的设计制造。该装置利用自主爬行装置, 携带弱磁检测视觉记录装置, 将变形检测、弱磁检测、视觉分析检测3种检测方法相结合, 可以准确检测出新投产管道的缺陷应力集中区域, 针对管道打压前后的变化状况, 实现对新建管道事故的提前预防。

为了解决输气管道泄漏微弱信号难以检测的问题, 基于天然气长输管道模拟泄漏试验数据, 针对淹没在非高斯噪声中的微弱信号, 提出一种非高斯噪声背景下管道泄漏微弱信号自适应检测技术。因传感器采集的信号包含丰富的低频成分, 自适应滤波器跟踪输入信号的变化, 消除低频分量, 使输入噪声信号的功率谱变得平坦, 通过白化后的匹配滤波器, 检测出淹没在非高斯噪声中的微弱信号和负脉冲信号发生的时刻。两次管道模拟泄漏试验结果表明, 该算法能够有效地检测非高斯噪声背景下管道泄漏中的微弱信号。

基于管道泄漏产生的负压波波动本征参数较多, 具有多种参数在不同工况下差异不明显的特点。对负压波信号进行一阶差分提取8种典型参数作为负压波信号的特征参数, 采用主成分分析法对8种特征参数进行降维处理, 使用得到的典型负压波信号降维特征参数训练得到需要的自组织映射神经网络。采用该网络对所有负压波工况样本的识别结果表明:该方法能够有效提取不同工况负压波数据的主要特征, 进行管道泄漏识别, 模型计算速度快、精度高。

为了提高国产漏磁检测仪对缺陷量化的准确性, 采用有限元分析软件ANSYS针对点腐蚀缺陷分别在罐底板上下表面建立不同参数的点腐蚀缺陷, 模拟研究缺陷深度、缺陷直径、缺陷位置对漏磁场的影响规律。研究表明上下表面缺陷的漏磁场具有相似的规律:当缺陷直径一定时, 磁感应强度B_x、 B_y 分量随缺陷深度的增加而增大;当缺陷深度一致时, B_x凸峰底部宽度N<

天然气管道发生泄漏时, 管道内外压力的巨大差异会产生较大的声波变化, 因泄漏产生的声波信号会沿着管道向上、下游传播, 通过安装在管道两端的声波变送器检测泄漏声波信号即可判断管道泄漏事故的发生。基于此, 讨论了混沌系统的最大Lyapunov指数和关联维数等主要特征参数的计算方法, 在实际天然气管道泄放天然气模拟管道泄漏并采集声波信号, 通过计算泄漏声波信号的混沌特征参数, 验证了天然气管道泄漏声波信号具有混沌特性, 研究成果可用于指导天然气管道泄漏检测和定位方法研究。

为了实现油气管道焊缝缺陷的快速准确检测, 提出了利用脉冲激光激励超声和双波混合干涉仪检测超声的焊缝缺陷检测方法。通过研究脉冲激光超声激励机制和双波混合干涉仪检测超声的原理, 设计了同时检测管道焊缝缺陷和壁厚的检测方案。研制了结构紧凑可靠、操作简便的超声检测装置, 并对样机的各项指标进行了测试。利用纳秒脉冲激光器作为超声激励源, 针对不同厚度的管道焊缝试块进行了超声激励和检测实验, 结果表明:该超声检测装置可有效抑制低频环境振动引起的信号噪声, 对粗糙表面的超声波信号具有很高的探测灵敏度。该检测系统可以有效

目前差压法跟踪清管器多数情况作为通过指示器使用, 缺少定位卡堵功能, 作为一种跟踪方法并不完善。但是, 因差压法采样频率高, 故在跟踪高速清管器方面有着天然的优势。针对上述问题和优势, 对差压法基本原理和现场试验数据进行分析, 验证了差压法跟踪高速清管器的可行性, 研究了清管器卡堵位置的计算方法, 以及提高卡堵定位精度的方法, 最终提出清管器远程在线跟踪定位系统的设计方案, 以解决环境、天气、交通等客观条件对传统清管器跟踪的影响。

针对多工况下管道泄漏检测数据处理量大、误报率较高的问题, 提出了结合主成分分析和RBF神经网络的泄漏检测方法。在数据预处理基础上, 计算管道压力序列的时域特征来降低数据处理量;对时域特征进行主成分分析降维, 提取新的更能反映压力变化特性的综合特征;将综合特征作为RBF神经网络的输入、工况模式作为输出建立识别模型, 进行管道泄漏检测。现场实验结果表明:该方法不仅减少了泄漏检测的数据处理量, 提高了检测速度, 而且能有效区分工况调节与管道泄漏, 保证泄漏检测的识别率达100%。

油气管道通信光缆是现代化管道完整性系统的重要组成部分, 其安全性至关重要, 但由于本身较弱的抗冲击性能, 一旦现场施工不规范, 就极易发生光缆破坏或断缆等事故。通过借鉴管道外检测的成功经验, 提出一种管道通信光缆的定位测试方法:利用适当的地面检测技术, 结合开挖检验的方式, 对管道通信光缆进行有效、准确定位, 全面了解光缆走向及埋深等具体情况, 详细排查测试光缆存在的各种不安全因素, 并提出相应建议。现场开挖检验结果表明:该测试方法的光缆水平定位误差小于1%、垂直定位误差小于10%, 满足光缆定位及后期整

海管一旦发生泄漏事故, 将对海洋环境产生一定程度的污染, 因此对海管定期进行内检测, 监测其腐蚀程度的工作越来越受到重视。采用远场涡流检测器对海管立管进行内检测, 并设计出一套详细的采用远场涡流检测器检测海管立管的内检测方案。现场实际应用结果表明:该方案在海上施工可行度高, 远场涡流检测器不但能够准确检测和定位立管的腐蚀程度及位置, 而且由于远场涡流检测器不与海管内壁接触、尺寸较海管内径小, 避免了卡球风险, 解决了远场涡流带缆进行海管立管内检测的难题, 对海上立管内检测工作有一定的指导意义。

:为了研究包裹防腐层的油气管道中的剪切周向导波传播规律, 建立了包裹防腐层的油气管道模型。利用连续介质力学和声学等相关知识, 得到了包裹防腐层的油气管道中的剪切周向导波理论。依据理论结果编制了相应的计算机程序, 并对包裹防腐层的油气管道中的剪切周向导波进行了数值模拟和深入分析。结果表明:包裹防腐层的油气管道中的剪切周向导波的模式1不存在截至频率, 高阶模式均存在截至频率, 4种模式的能量均随频率的增大而越来越集中于防腐层。因此, 针对实际的管道参数选择合适的导波模式和频段对于开展管道无损检测作业具有重要意

针对长输天然气管道裂纹检测问题, 研制了一种天然气管道裂纹检测器的机械结构。该设备基于磁致伸缩效应而设计, 其结构分前、后两节, 前后节骨架上安装相同数量的裂纹检测器探头机构, 前后节间靠万向节连接。前节为皮碗驱动节, 利用管道内输送介质提供的驱动压差作为驱动力, 不影响管道介质的正常输送, 其携带速度控制系统, 适用于大口径管道高速大流量环境;后节为电池记录节, 提供设备运行所需电力, 并将探头采集信号进行存储。探头机构机械性能和整机牵拉测试试验结果表明:该机械结构具有足够的强度, 并能适应管道变形的要

根据对机场油库油品泄漏的无线网络化监测方式需求, 采用光离子化传感(PID)技术, 设计了一种基于MSP430单片机与CC2520射频通信相结合, 并以锂电池供电结合太阳能补给的低功耗无线传感器节点。该节点以低电压工作的PID集成器件配合专门设计的主动式集气装置, 并采用集成温度传感器进行温度补偿。对该节点用于机场油库油品泄漏检测的有效性分析和功耗估计表明, 可以满足无线网络化监测油品泄漏的要求。提出了一种新的机场油库油品泄漏监测报警系统设计方案, 综合应用检测技术、计算机技术、无线网络技术等, 研究设计

为了快速、准确检测出天然气管道的泄漏情况, 基于混沌振子检测微弱信号原理, 设计出双Duffing振子检测天然气管道泄漏的系统:在传统的单Duffing振子的基础上, 再加入一路信号, 很好地抑制了单Duffing振子在输出过程中的周期性运动及其共模干扰, 凸显出真正的混沌状态, 有效提高了系统检测的灵敏度和准确度。在伊犁哈萨克自治州进行多次试验检测, 结果表明:双Duffing振子检测系统能够很好地识别出天然气管道泄漏情况, 且速度快、准确度高, 具有一定的推广价值。

针对油罐基础内钻孔油气体积分数监漏法对洞库贴壁油罐监漏效果欠佳的问题, 提出了应用探漏点分布更广的油罐基础内预埋探漏管油气体积分数监漏法。阐明了寻找有效罐底监漏新方法的重大意义, 介绍了油罐基础内预埋探漏管油气体积分数监漏法的监漏原理和操作技术规范, 详述了应用该方法的注意事项。在对比分析两种监漏法的基础上, 总结了基于油罐基础内油气体积分数罐底监漏法的技术特点和适用范围, 为油库的建造和改造提供了有益的借鉴。

为了提高中国石化塘燕复线泄漏检测系统的精确度, 通过分析定位误差产生的原因, 发现检测距离和数据读取频率对系统的精准度有显著影响, 进而提出通过缩短检测距离、建立独立数据通道、提高检测频率来提升检测系统的定位精度。结合负压波的传播规律和SCADA系统固有频率, 选择在塘燕复线陈台子阀室增加一个检测点以缩短检测距离, 有效减小负压波的衰减强度, 将检测到的负压波强度提高了50%;通过建立独立的数据通道, 将泄漏检测系统的检测频率从1 Hz提高至20 Hz, 从而将旧系统的定位误差从3.61 km降至0.79

新大一、二线相继投产后, 经过几次技术改造, 与铁大线形成了统一的水力系统, 运行规律较以往各管道独立运行时更加复杂。基于现场实践, 探讨了新大二线分输俄油至新港库区时避免不满流运行, 新大二线分输俄油至西太平洋炼厂的运行规律, 大连石化末站倒罐对新大一线出站压力的影响, 并对新大一线“6.30事件”的压力数据进行分析, 逐渐掌握了在统一水力系统下的运行规律和现场操作技巧, 对于保证3条管道安全输油, 并更好地管理和运行该水力系统具有重要的指导意义。

随着管输天然气集中调控与网络化运行的不断深入, 天然气管网稳态运行优化技术将在提升管网运行效率和节能减排等方面发挥重要作用。基于此, 调研了国内外天然气管网稳态运行优化技术发展现状, 分析了国内外优化软件产品的特点与适用范围, 阐述了主流非线性天然气管网稳态运行优化模型求解方法。针对天然气管网稳态运行优化技术工程应用效果的制约因素, 提出了几点展望, 对天然气管网运行优化技术发展具有一定的指导意义。

从历史运行数据看, 多数带有阴极保护的保温管道基本上投产运行2~3 年便出现腐蚀穿孔现象, 通过现场调查和实验室模拟, 证实保温管道的阴极保护有着很大的局限性。由基本理论出发, 从保温层对阴极保护电流的屏蔽、阴极保护准则、现场阴极保护电位测量、阴极保护电渗效应等方面全面分析了影响保温管道阴极保护有效性的因素, 指出保温管道在较高温度下运行时, 应适当提高阴极保护准则;保温管道的日常地表电位测量值不具代表性, 应定期对管道的金属缺失状况进行检测。在传统阴极保护技术的基础上, 采用牺牲阳极保护方式(且牺牲阳极安装在保温层内), 在保温层进水后可以对管道提供保护, 亦可以使用固体电解质解决屏蔽效应, 提高埋地保温管道阴极保护的有效性。

冷弯管制作是管道施工的重要工序, 随着管道钢级、口径和压力的提高, 冷弯管的质量性能和服役安全性显得尤为重要。系统分析了冷弯装备、冷弯工艺、冷弯管外观质量、力学性能、服役安全性评价、相关标准体系等方面的技术发展现状, 指出了未来油气管道冷弯管的技术发展方向, 包括提高冷弯装备的弯制能力和自动化控制水平, 创新弯制方法, 优化冷弯工艺, 加强冷弯管质量控制和安全可靠性评价, 完善相关标准体系等, 对提高冷弯管的制作和应用水平具有重要的指导意义。

油气管道在役焊接是管道修复和抢修的重要发展方向之一, 从在役焊接影响因素和工艺评定两方面介绍了国内外油气管道在役焊接技术的研究进展。根据国内外在役焊接接头出现的失效研究案例, 分析了影响管道在役焊接的主要因素, 认为除烧穿和氢致开裂以外, 介质热分解、管壁渗碳、管壁渗氢、应力腐蚀、疲劳等问题亦应成为焊接工艺评定的主要考虑因素。结合油气管道现场焊接经验, 提出目前管道在役焊接所遇到的预热、层间温度难以达标等问题以及相关的解决方法。

为实现FPSO 蒸气云爆炸事故中人员风险的定量评估, 采用后果模型与仿真分析相结合的方法, 以TNO 多能法为基础, 得到蒸气云爆炸事故中人员伤害半径与受限气云体积的关系式, 并对其有效性进行论证。引入人员伤害无量纲概率模型, 提出伤害半径-伤害率联合评估方法。以FPSO一级分离器(气)泄漏后遭遇延迟点火发生爆炸为例, 研究冲击波超压随距离的变化关系, 计算爆炸导致人员伤亡的伤害半径。以耳膜破裂的PROBIT 模型为基础, 计算人员伤害率, 分析爆炸产生的个人风险值与社会风险值, 得出人员风险处于可接受水平。运用CFD 软件FLUENT 对蒸气云爆炸流场进行仿真分析, 得到超压-距离曲线与人员伤亡范围图, 对联合评估方法计算结果进行验证。

未遂事件是事故演化路径的中止状态, 研究未遂事件管理方法, 可有效防控事故发生。给出了长输管道未遂事件分级界定因素, 提出专门的长输油气管道未遂事件上报管理流程和不安全事件领结图(Bow-tie)分析结果, 从控制管道自身安全性和预防事件后果两方面给出安全措施。结合管道未遂事件演化特征, 采用SQL Sever 2008 与Visual Basic 2010 设计和开发了长输管道未遂事件管理系统, 将系统划分为用户管理模块、信息管理模块、管道信息模块、教育培训模块等。未遂事件管理是风险管理体系的重要内容, 加强长输油气管道未遂事件管理能够有效降低事故风险水平, 提高管道风险评估效能和事故应急能力。

黄土地区河流形成洪水的密度大, 流速快, 冲击力强, 容易导致河床冲刷造成管道悬空。为了评价该地区洪水对油气管道穿河悬空段的影响, 针对穿河管道悬空段的受力特点, 建立了管道力学模型。在此基础上, 根据信息熵理论建立了管道失效风险的计算与评价方法, 并以马慧宁输油管道悬跨段为例, 探讨了洪水作用下管道外径、壁厚、内压、悬跨长度及埋深5 个参数的变化对管道失效风险的影响。分析结果表明:管道应变能熵随洪水流速的变化曲线能够反映管道稳定性的变化规律;管道失效风险系数对管道悬跨长度的变化最敏感, 而管道内压及埋深对管道失效风险影响相对较小。基于此, 建议在管道风险控制过程中降低管道的悬跨长度, 从而有效降低管道的失效风险。

为减少管道水击危害, 需要计算管道运行过程中可能出现的水击压力, 以便采取相应的水击保护措施。采用SPS 软件对某成品油管道泵站泵机组事故停运工况下的管道水击压力进行分析计算, 模拟结果表明:在没有任何水击保护措施的情况下, 某泵站泵机组事故停运产生的水击压力超过了站内管网设施设计压力和站间管道设计压力。为确保输油管道安全平稳运行, 在水击泄放系统中增加水击保护措施, 经仿真系统验证, 该措施能够实现对管道瞬变过程的控制。

为了减少LNG 加气站中BOG 直接放空造成的环境污染与能源浪费, 以加气能力为1×10⁴ m³/d的LNG 加气站为例, 计算BOG 的日蒸发量, 并使用HYSYS 软件模拟适用于该LNG 加气站的BOG 再液化工艺流程, 逐步优化制冷网格, 计算该加气站BOG 再液化所需的LNG 流量。对于加气能力为1×10⁴ m³/d 的LNG 加气站, 增设1 套BOG 再液化装置(1 台BOG 压缩机、1 个BOG 缓冲罐、1 台再冷凝器及1 个调压阀), 即可实现BOG 的再液化。调节流程中各节点参数后得出:当过冷LNG 的流量达到90 kg/h 时, BOG 完全冷凝。该BOG 再液化流程利用LNG 自身冷量冷凝BOG, 并回注于LNG 储罐中, 不仅可提高BOG 回收率, 使其在LNG 加气站中循环利用, 保证罐内温度、压力在一定范围内, 同时可有效地减少LNG 冷能浪费。

通径检测器作为管道内检测必不可少的工具, 在解决管道安全隐患问题上发挥着不可替代的作用。简述了油气管道通径检测器的检测原理, 对其运行检测过程中由于振动和重力作用引起的重心偏移所造成的误差进行了分析, 得出通径检测器在发生旋转以及重心偏移后的实际初始倾角以及实际初始高度值。通过对支撑皮碗进行力学分析, 得出在实际运行过程中通径检测器在遭遇振动和重力作用下的重心偏移量。基于此, 提出了一种重心偏移修正算法, 对每一瞬时状态重心的偏移量进行修正, 有效提高了通径检测器的检测精度, 对通径检测器技术的研究和发展具有一定的指导意义。

为了突破苛刻油气田环境下柔性复合管的应用局限, 采用内衬层为PE80、增强层为PET 纤维的柔性复合管, 利用高温高压釜, 差热扫描仪, 热变形、维卡软化温度测试仪, 红外光谱仪, 万能试验机和承压设备等对其内衬层、增强层及整管耐高温性能进行研究。结果表明:高温对柔性复合管内衬层PE80 的环境相容性、力学性能及结构组成影响不大, 但对增强层PET 纤维的拉伸性能、整管水压爆破强度值影响明显;柔性复合管在1 000 h 存活试验中失效, 因此, 不建议在95 ℃及以上温度使用。

针对稠油热采过程中隔热油管内、外管缺陷检测和判别存在的问题, 提出了一种直流励磁方式下的隔热油管漏磁检测方法。基于直流励磁漏磁检测原理及麦克斯韦方程组, 采用有限元仿真软件对隔热油管的检测结构进行仿真, 建立了内、外管缺陷检测的试验系统, 分析了隔热油管内、外管缺陷B_x、B_y 分量的大小及分布特点。研究结果表明:直流励磁方式下的漏磁检测方法能够实现隔热油管内、外管缺陷的检测, 同时能够判别30%深度以下的内、外管缺陷信号。

管输损耗率是天然气运销企业的重要经济指标, 也是天然气交接双方非常关注的经济参数。分析了计量系统计量精度、管存及放空量计算偏差对损耗率的影响, 明确提出计量系统的计量误差是导致输气干线管输损耗的主要原因。建立了输气干线复杂流量计量系统不确定度分析模型, 基于误差合成与传递理论, 得到了管道系统进气端和出气端总的计量不确定度, 提出了管输损耗率指标计算方法。应用表明, 通过实际损耗率和损耗率指标的对比, 可以进行管输损耗预警, 为流量计检修更换提供依据。

西二线管道曾多次发生硫化亚铁自燃现象, 为判定西二线西段硫化物(主要为硫化亚铁)生成关键点段并制定相应的防护措施, 采用千德乐冷镜式露点分析仪、multi EA5000 元素分析仪对西二线西段沿线采集的天然气气样和清管产物进行实验分析, 得到了沿线天然气含水量、H₂S 含量变化趋势及清管产物中H₂S 含量的变化趋势。综合清管产物形貌、清管产物总硫含量测试结果、内检测数据以及沿线高程变化情况, 形成了硫化物生成关键站点的判定依据, 确定了关键站点和关键管段, 制定了防护措施。

针对大型LNG 单容罐罐顶的荷载分布呈现出非均布、非对称的特点, 以某3×10⁴ m³ LNG 双壁金属单容罐罐顶为研究目标, 建立了罐顶直径45.2 m 的肋环形单层球面网壳结构的有限元模型, 结合相关标准规定对网壳结构按实际荷载分布情况进行加载, 并对28 种荷载工况下网壳结构的强度、刚度和整体稳定性进行了有限元分析计算。结果表明:在恒荷载+设计内压荷载组合工况下网壳有最大应力为273.07 MPa;在恒荷载+活荷载组合工况下网壳有最大竖向位移为31.02 mm, 网壳的安全系数为6.372, 整体安全可靠。同时, 非线性分析结果表明:当网壳发生失稳时, 整体失稳点出现在局部荷载最大的泵井位置, 对网壳结构整体失稳起重要作用的局部荷载在进行静力及稳定性分析时必须加以考虑。

各个国家在进行管道壁厚设计时所遵循的壁厚规范是不同的, 在同一工况下设计的壁厚有所差异。为了保证壁厚计算的精确性, 需要对各个国家的壁厚设计进行对比分析。主要介绍了美国、加拿大、英国、德国、欧洲、澳大利亚、俄罗斯及中国在管道壁厚设计规范的主要区别, 列出了各个规范中采用的主要计算公式, 分析了各个规范有关设计压力、管径、韧性和安全系数的定义和取值规定, 对所有计算公式进行分类总结, 并对计算结果进行了比较。同时对各个国家选用的壁厚设计规范进行评价和分类总结, 便于工程设计人员合理分析使用。经比较发现, 虽然公式形式略有不同, 但均可回归到理论的壁厚计算公式。

压缩机站布站及机组配置方案是天然气长输管道方案设计中最困难的部分, 压缩机组备用方式为其重要决定因素之一。国内天然气管道对压缩机组备用方式的选择往往采用定性说明, 缺乏对各种备用方式的深入研究。基于此, 采用工艺系统分析的方法对压缩机组的各种备用方式进行深入分析, 归纳出不同备用方式的优缺点、本质区别及适用条件, 总结出天然气长输管道压缩机组备用方式的选择方法。压缩机组备用方式需综合考虑管道系统的自身特点, 并通过全生命周期内技术经济的比较来确定最终的备用方式。

以深圳LNG 储罐试桩工程为工程背景, 依据欧洲LNG 储罐设计规范对深圳LNG 储罐试桩最大加载量进行正确选取, 并以在中国规范下对试桩最大加载量进行比较分析, 借此将与LNG 储罐设计与施工相关的中欧规范衔接, 总结了欧洲规范下LNG 储罐试桩最大加载量的选取方法, 即对比LNG 储罐在正常操作工况下单桩受力(无地震)的2 倍、OBE 工况下单桩受力的2 倍以及SSE工况下单桩的受力, 取三者中最大值作为LNG 储罐试桩最大加载量;结合中国相关规范对LNG储罐试桩最大加载量进行解析, 初步提出了国内规范计算OBE、SSE 工况下桩力的可参考公式, 解析过程中体现了两种规范对LNG 储罐桩基础设计的相通性。

针对在求解液化天然气连续泄漏到水面上的扩展蒸发模型过程中遇到的难以求得解析解的问题, 在恒定泄漏速率时, 采用摄动法对模型方程中的参数进行无量纲化, 求解出液池质量、液池半径、液池蒸发速率、液池厚度的近似解析解。摄动法的应用简化了数学求解问题和求解过程, 得出清晰的解析结构, 避开了计算机数值求解中解的精度、稳定性与收敛性等问题。结合具体泄漏情况对求解出的高阶摄动解, 用龙格-库塔法求解出的数值解进行验证, 结果表明两者几乎一致。

针对目前管道快速封堵技术存在的各种问题, 基于新型橡胶复合材料的开发, 开展了海底管道泄漏柔性自黏式气囊封堵技术研究, 研制了具有自主知识产权的自黏式快速封堵气囊。模拟试验和海上现场试验结果表明:该封堵气囊具有承压和保压能力强、施工时间短、操作简便、成本低廉、安全可靠等优点, 能够满足水深不小于25 m、管内压力为0.5 MPa、管径为80~600 mm 的穿孔、裂口或管道弯曲等多种泄漏形态的海底管道快速临时封堵要求, 同时可以满足清管及管道维修更换的应急处理要求, 工程应用前景广阔。

为了有效回收液化天然气接收站产生的BOG, 减少BOG 的排放, 以国内某LNG 接收站的BOG 增压再液化工艺为例, 利用HYSYS 模拟设计工况下的运行参数, 通过分析混合制冷剂的甲烷含量及组分配比、BOG 压缩机出口压力、冷剂压缩机出口压力等参数对再液化系统的影响, 获得了混合制冷剂的推荐配比为甲烷24%、氮气12%、乙烯33%、异丁烷31%, 冷剂二级压缩机出口压力为4 300 kPa, BOG 二级压缩机出口压力为7 200 kPa, 节流压力为370 kPa。在上述条件下, 系统功耗为664.935 kW, 比以往降低了8.45%。

为解决上游堵库、下游炼厂吞吐量大的问题, 西部原油管道进行二期改造, 加大了外输排量, 即部分输油泵更换大叶轮。对改造前后管道现状进行了分析, 改造后对管道低排量(1 800 m³/h 以下)运行造成配泵困难及节流和电耗过大, 由此建议改造前对管道运行做好充分评估和研究;对大叶轮泵进行1 800~2 000 m³/h 低排量运行测试, 结果表明大叶轮泵可在低排量下正常运行, 根据不同测试方法分析相关参数的变化规律并提出进行大叶轮泵测试的最佳时机。全线大排量连续运行测试结果表明, 部分大叶轮泵的运行可有效降低耗电量和增加备用泵数量, 同时提出了一期和二期输油泵适应性输量, 为今后管道大排量安全经济运行提供了保障。

在役天然气长输管道停输检修或改线碰口动火作业中, 为了确保动火施工的安全, 需要对动火段管道内天然气放空后用氮气置换, 但线路截断阀内漏会造成氮气置换天然气时发生混气, 无法做到置换彻底。由此提出采用中间注氮方法, 即在管道放空至微正压后, 在碰口部位不动火开一注氮口, 自管道中间向两端进行氮气置换。在陕西省天然气长输管道碰口作业中的实践应用, 表明:与传统注氮置换方法工艺相比, 中间注氮方法可以有效避免线路截断阀内漏带来的带气动火风险, 做到置换彻底, 动火安全。

针对天然气管道RMG 自力式调压阀调试和使用过程中监控调压阀多次出现皮膜破损的情况, 对RMG 调压橇开展针对性研究, 发现皮膜破损大多是调试和使用方法不正确造成的。介绍了RMG 自力式调压阀的工作原理及皮膜破损的判断方法, 重点分析了调压橇调试和使用过程中监控调压阀皮膜破损的原因和工况, 提出了解决措施和注意事项。

针对某油库一座1 000 m³ 柴油储罐泄漏事故, 基于土力学数学模型, 假定油罐装油时罐底板的沉降变形可视为圆形均布荷载下的线性变形半空间。通过对该油罐的一起典型柴油储罐泄漏事故进行分析, 指出了泄漏事故产生的原因及其发展机理:由于罐壁板处与罐底板中心部位的沉降差, 两端刚性固定在油罐壁板和底板中心部位的虹吸管承受很大的应力, 该应力在油罐罐体形状突变的位置产生应力集中, 当应力值大于材料的屈服极限和抗拉强度时, 罐体结构产生塑性变形乃至断裂, 由此诱发泄漏事故。最后, 提出了改进集水坑与虹吸管设计, 提高集水坑预制和安装质量, 强化油罐运营管理的整改建议。

新《安全生产法》从加强预防、强化安全生产主体责任、加强隐患排查、完善监管、加大违法惩处力度等方面对原法进行了修改, 凸显三大亮点:彰显“以人为本”的理念, 对安全生产违法行为“亮红灯”, 改变监管方式“出硬招”。油气管道安全管理亦因此面临更高要求, 结合当前实际, 提出:健全油气管道安全管理法规标准体系, 切实落实完整性管理及其审核机制, 加强支撑技术研究和安全文化建设, 进而提升安全监管和法规标准的执行力, 保障油气管道安全运行。

为了保障天然气管网系统的运行安全, 可以采用可靠性方法从系统层面定量评价与分析天然气管网的物理安全水平及整体供气水平, 然而, 我国在此方面的研究尚处于起步阶段。总结了我国天然气管网系统可靠性评价技术研究现状, 从生产安全和供气安全两方面阐述了管网系统常用可靠性指标的概念和算法, 分别探讨了长输管道和站场两个系统单元及整个管网系统的结构可靠度评估方法, 以及系统供应可靠度和目标可靠度的确定方法, 指出了管网系统可靠性评价技术的重要作用及发展方向。

轻质油品在储运销环节所产生的挥发性有机物不仅导致油品质量下降, 造成经济损失, 而且会引发严重的环境污染, 国内加油站基本采用基于加油站的油气回收治理技术。简要回顾了基于机动车的油气回收处理技术——ORVR技术在美国的发展历程和相关政策演变, 重点介绍了ORVR系统的油气回收效率和工作原理, 其使用过程中与Stage II的相容性问题和解决方法, 以及使用该系统对国内车辆改装的成本估算等影响ORVR推广的关键因素, 有助于推动ORVR在国内的推广应用。

为了科学、准确地辨识长输天然气管道坡面水毁风险敏感性因素, 为管道水毁灾害的防治提供决策依据, 根据长距离输气管道坡面水毁的特点, 提出了管道坡面水毁风险敏感因素的辨识方法。通过对坡面水毁灾害特征的分析, 将辨识过程分为基础分析、初步分析、详细分析3个阶段。在基础分析阶段, 给出了确定待辨识区域的识别准则;在初步分析阶段, 给出了资料收集和现场调查的关键内容;在详细分析阶段, 建立了管道坡面水毁失效故障树, 从而辨识出管道坡面水毁风险敏感因素。研究表明, 利用分阶段的辨识方法对长输天然气管道坡面水毁进行风险分析, 能够全面、系统地识别显存的和潜在的坡面水毁风险敏感因素。

分析了原油库防火堤内池火灾的多米诺事故场景, 提出了其多米诺效应的定量风险评价步骤, 包括初始事故识别方法, 初始事故后果计算方法、储罐间多米诺效应损害概率矩阵、多米诺效应风险排序、初始事故概率修正、个人风险和安全距离等关键步骤。用矩阵的方法建立了储罐之间相互影响的损害矩阵概率模型, 方便了编程计算多米诺效应概率。运用风险指数法辨识罐区储罐风险水平高低, 简化了事故场景生成过程。结合10×10⁴ m³储罐具体实例, 运用池火灾事故后果模型和概率模型对池火灾事故场景进行分析。结果表明:位于罐区中心位置的储罐多米诺效应风险最大;考虑多米诺效应后, 各个储罐池火灾初始事故概率均有提高;靠近事故罐中心位置, 风险水平提高一个数量级, 因此应考虑多米诺效应对储罐间安全防火距离的影响。

目前, 焊缝缺陷已经成为影响老管道运行的重大安全隐患。某一老龄管道环焊缝、螺旋焊缝存在错边及明显的表面缺陷, 对其母材和焊缝分别进行拉伸和断裂韧性试验, 基于试验数据, 结合管道的基本参数和运行情况, 采用失效评定图(FAD)技术对环焊缝、螺旋焊缝缺陷进行了一级和二级评定, 定量分析管道缺陷处的安全裕度, 通过迭代计算得到了焊缝处的容许表面裂纹尺寸, 并对环焊缝、螺旋焊缝裂纹容限尺寸进行了定量研究。研究结果表明:一级评定会低估管道的承载能力, 计算得到的裂纹容限尺寸小于二级;管道在4 MPa运行压力下, 螺旋焊缝缺陷处安全裕度很小, 危险性高于环焊缝缺陷, 焊缝处的裂纹容限尺寸小于环焊缝;相比于裂纹长度, 裂纹深度对评估结果的影响更大。通过研究, 为管道缺陷验收提供了依据, 为焊缝评价的科学化、合理化提供了参考。

液态(或超临界态)CO₂输送与其他液体输送不同, 由于临界温度和压力较低, 其在输送过程中易气化。为此, 采用HYSYS软件对CO₂的物性进行分析, 并在多种工况条件下, 对CO₂管道进行水力热力计算, 根据计算结果绘制沿程压力-温度变化曲线, 总结管输CO₂在超临界态、密相、一般液相下的变化规律和影响因素。以某管道为例, 给出了管道入口压力、温度可行区间的计算方法, 可为管道设计提供理论依据。研究结果表明:密度是影响管输压降的根本因素, 而黏度对压降的影响可以忽略;避免管输CO₂气化的关键在于合理设置管道的入口温度和压力;CO₂管道设计应以最高环境温度作为设计参数。

针对成品油管道顺序输送工艺预测混油量是制定混油处理方案的基础。为得到适用于肯尼亚1号线成品油管道的混油计算公式, 现场采集了管道1个月内多个运行批次产生的实际混油长度数据, 并对现场数据进行整理和分析, 识别出影响混油长度的主要因素。应用目前常用的混油计算公式、Austin 和Palfrey公式、扩散理论推导的公式、格拉管道经验公式及SPS仿真软件分别进行混油长度计算, 并与现场实测值进行对比。根据对比情况, 逐一分析了造成各公式计算结果差异的原因以及各公式的适用性, 进而得出适用于肯尼亚1号线成品油管道的混油计算公式。

在给定组分条件下, 天然气水合物的生成与否主要取决于压力和温度, 正确地预测天然气节流后的温度, 可为水合物的防治提供技术依据。利用FLUENT有限元分析软件, 建立RMG530减压阀阀内流体有限元模型, 模拟不同工况条件下阀内流体的分输节流过程, 分析阀内流体流速、压力与温度变化规律, 比较入口压力、节流压降和环境温度等因素对减压阀节流温降过程的影响, 并利用分输站场节流温降测试数据验证模拟结果的正确性。结果表明:节流分输过程阀内天然气流动复杂, 呈强湍流特性;阀笼节流孔内流速激增, 但压力、温度骤降, 水合物析出在节流孔内完成;环境温度、入口压力和节流压降是影响节流温降过程的主要因素, 节流温降随压降差值的增大而增大, 随入口压力和初始温度的增大而减小。

针对装配型输油管道辅助训练装置能否定量模拟长距离输油管道的问题, 介绍了辅助训练装置泄漏工况模拟原理并建立了仿真模型, 采用专为装配型输油管道开发的管道系统仿真软件, 对真实管道和辅助训练装置模拟研究泄漏孔面积为11.82 cm²(23.5%)、33.5 cm²(66.6%)和50.27 cm²(100%)3种工况下管道参数的变化情况, 并进行对比分析, 结果表明:辅助训练装置能够定量模拟泵站出口压力的变化和管道泄漏后的流量变化, 真实管道和辅助训练装置在不同泄漏工况下管道参数的变化大体一致。基于上述, 利用辅助训练装置定量模拟真实管道发生泄漏后的水力状态变化是可行的。

吸附式油气回收系统是近年来成品油库普遍采用的一种油气处理装置, 具有显著的经济效益和环境效益。分析了成品油库油气挥发的主要部位及其挥发特点, 指出汽油的输送环节是挥发的重要节点;探讨了油气回收系统的设计和技术选型, 指出吸附法相对于吸收法、冷凝法、膜分离法的技术优势, 提出将影响油气回收系统使用效果的所有因素综合考虑, 一并视为油气回收系统组成部分的广义概念;总结了吸附法油气回收系统的运行和管理经验, 指出先进的设备与科学的管理相结合才能达到运行效果, 研究成果为提高油气回收率提供了参考。

从优化运行方案的角度研究如何降低长呼原油管道的输油能耗。基于该管道某月的实际运行方案, 从管道运行方案优化和小时流量分配优化开展研究。运用两级递阶模型, 优化给定流量下管道的运行方案;运用最小二乘法, 反算各管段的总传热系数和摩阻修正因数。研究发现长呼原油管道的实际运行方案存在一定的优化空间:在低流量下, 可以通过增加开炉数目降低各站出站温度的方式降低全线总燃料消耗, 也可以通过增加开泵数目(或用高扬程泵替换低扬程泵)降低出站温度的方式降低管道的总输油能耗。优化月输油流量组合和优化工艺运行方案, 是长呼原油管道节能运行的两个重要方向。

川气东送管道沿线土壤环境复杂, 由管道腐蚀造成的事故时有发生, 对管道沿线进行土壤腐蚀评价能够有效地预测腐蚀情况, 并及时采取措施。采用主分量分析法, 将统计分析软件SPSS引入管道腐蚀等级评价中, 从众多影响腐蚀的因素中剔除含重复信息或测量误差太大的因素, 找到最佳的关键因素组合, 得到土壤腐蚀性的控制因素, 对沿线土壤腐蚀等级的评价结果的准确率可以达到80%以上, 从而对油气管道腐蚀评价及日常管理维护提供技术支撑。主分量分析方法可应用于数据量较大、影响因素比较多的腐蚀等级评价中, 特别是对于由于某种影响因素导致测量误差比较大的情况, 该方法效果很好。

依据国内某大型天然气管网的相关参数, 建立相对应的数据模型和管网结构模型, 计算该天然气管网内4条管道的周转量、能耗率、单位燃动费等天然气管道运行评价指标, 分析管网能耗变化情况, 基于此, 得出各管道以及整个管网合理的能耗率控制范围为能耗率小于2.5%、成本低于31×10⁸元、单位燃动费低于200元/(10⁷ m³·km)。最后, 提出了具有可操作性的优化建议:新建枢纽站场尽量选择建设在管网下游, 利用管道的大管径降低能耗, 实现效益最大化;根据实际管网物理特点, 将天然气管道划分为不同的管道系统, 编制相应的优化方案, 从而使管网的总能耗最低;在管网规划设计初期, 综合考虑管网总体情况以及未来发展趋势, 做到设计输量、布站选线具有一定的发展空间, 降低综合成本。

为保证在天然气管道上安装的阀门能够安全操作和运行, 结合现场对阀门故障原因的分析及阀门自身的结构特点, 探讨了阀门在安装前的储存和维护工作的重要性。基于天然气站场处理故障阀门的现场工作经验, 从阀门的全过程管理理论出发, 要求在管控中严格遵守操作规程和养护方案。为杜绝阀门“跑、冒、滴、漏”等安全隐患, 分析了阀门结构和易损部件的故障形式, 对阀门在安装前储存中的不正确做法进行了实例说明, 并提出阀门安装前储存的指导意见和一系列应该进行的检查项目, 以确保阀门的安全运行。

管道防腐信息监测传输系统是一种实现油气管道的数据采集、远传等功能的新技术, 可实现管道阴极保护电位的实时采集和数据的即时传输。该系统由主站、多功能阴极电位桩、阴保智能终端机、长效参比电极、电源和公用通讯网络组成, 并采用公用网GSM或CDMA方式进行数据传输。该系统在东黄复线输油管道的应用实践表明:其不仅能够不间断实时监测管道电位, 还能准确、及时地对险情进行报警, 使得管道管理人员可以随时掌控管道的实时阴保电位, 及时对阴保电位有异常的管道进行修复, 从而极大地提高了管道阴极保护水平。

目前, 在国内长输管道相关设计规范中, 对长输管道与城市燃气管道、电力电缆、通信电缆、给排水管道等地下构筑物的并行距离没有做出明确要求, 而在工程设计、施工的过程中, 管道经过规划区或开发区时, 与上述地下构筑物并行的情况不可避免, 而且越来越多。以输油和输气管道工程设计规范中保证管道自身安全为指导思想, 结合国内其他行业的标准规范和法律法规要求, 并考虑施工、维抢修所需要的空间, 提出了长输管道在狭窄空间内敷设时与城市燃气管道、电力电缆、通信电缆、给水管、排水管、直埋热力管并行的最小净距, 研究成果可为其他管道的设计和施工提供参考。

西三线在西段工艺站场与西二线合建后, 针对站场压缩机组既要联合运行又要独立运行的问题, 提出了西三线负荷分配控制方案。该方案基于出口压力负荷分配控制原理, 采用闭环控制方式, 通过可编程逻辑PLC作为控制器, 将负荷控制和负荷分配功能两层控制算法叠加, 调节各台并联压缩机组的转速和防喘振阀的开度, 进而控制各台压缩机组的工作点与喘振线在等距离的位置上。在满足出口压力的基础上, 根据各台机组的能力对总负荷进行分配。根据计算公式, 负荷分配控制器采集压缩机进出口压力、温度、差压等信号, 计算工作点与喘振线的距离DEV值, 通过其 PID 计算输出再经过软件加权平均送到各机的性能控制器输出控制压缩机组的转速。同时引入闭环PI控制、开环RT响应以及前馈防喘振控制, 从而实现负荷分配功能。结果表明:该方案使各台机组均在正常区间内工作, 控制各台压缩机组回流或放空造成的能量损失, 使喘振风险降到最低, 同时共同分担扰动。

为了避免新建线缆在施工时挖断已有管道、电光缆, 同时减少线缆敷设工作量, 对改扩建工程安防系统中常用也最容易出现问题的视频监控布线方式重新进行了设计。采用基于3G的无线视频监控, 通过无线传输方式将新建视频监控前端图像传至原有的视频监控后端。这种传输方式既可减少线缆敷设工作量, 避免对已建站场的地面破坏, 又便于后期运行维护。在站场中增设摄像前端并采用3G无线传输方式时, 新增监控点可迅速加入到现有网络中, 无需为新建监控点寻找可用路由和敷设电缆。

为保存、加强油气储运工程技术领域重要计算方法和关键数据的知识流转, 实现知识传承与经验积累, 搭建了油气管道常用计算工具箱软件系统, 对工程计算模型、系统架构、数据结构和系统界面进行了研究, 实现了统一登陆窗口、统一平台、统一界面、统一风格、统一安全策略的“五统一”管理模式。该系统采用面向服务体系架构, 采取适度模块化, 分层编程的思想, 使用网络应用开发模式(B/S), 以HTTP(S)协议为必要协议。油气管道常用计算工具箱系统的开发使用提高了设计人员进行专业计算的质量和效率, 加强了在行业内的指导作用。

为了解决高压高含量二氧化碳气田井口管道设计的难题, 将ASME B31.3-2012, API 6A-2010 和ASTM A182-2004、ASTM A453-2000、ASTM A194-2000、ASTM A790-2000、ASTM A815-2001标准相结合, 得出高压高含量二氧化碳气田井口管道的设计思路和方法:采用双相不锈钢管道材料, 所有大尺寸管道均采用焊接方式且不允许在线开孔, 所有小管道分支采用数据法兰连接, 根据材料的屈服强度校核管道水压强度试验压力。将该方法应用于中国南海东方1-1气田WHPF平台井口管道的设计, 目前该气田井口管道运行良好。研究成果有助于海上和陆地高压高含量二氧化碳油气田的开发, 且可以更好地规范油气集输管道的建设, 提高石油工程的安全可靠性。

为了提高管道输送效率, 在西气东输三线西段一级地区的天然气管道上首次采用了0.8设计系数。按照设计要求, 较高设计系数管道强度试压产生的环向应力应不小于100%SMYS, 对于如此高的试压强度, 国内尚无经验可循, 为了保障高强度水压试验的顺利进行, 参考国内外规范, 并结合0.8设计系数管道的特点, 编制了高强度水压试验方案并制定了试压流程, 试压过程中首次采用p-V曲线、应力应变监测、智能变形检测等手段全方位监测试压过程中管道的膨胀变形情况。试验结果证明, 试压方案科学合理。高强度水压试验的成功, 为较高设计系数天然气管道的高强度水压试验积累了宝贵经验, 为在一级地区推广采用0.8设计系数奠定了良好的实践基础。

为了研究清管器结构尺寸对清管作业时管道流场特性的影响, 以便寻求较为适合的清管器结构尺寸, 以可调速直板清管器为例, 利用FLUENT前处理软件Gambit建立了3个不同长径比的可调速清管器工作模型, 并对其进行网格划分, 然后利用FLUENT流体分析软件对不同长径比的清管器工作时的流场进行数值模拟, 得到了不同长径比情况下清管器工作时的流场压力、速度和湍流动能的分布图。以清管器长度尺寸作为优化对象, 对数值模拟结果进行对比分析后发现, 清管器附近流场波动较剧烈, 湍流动能及强度急剧增大, 其在清管器内部流场中达到最大;清管器下游流场的湍流强度虽有所下降, 但仍然是高湍流强度流动, 长径比为1时各指标波动较小, 说明长径比为1时对下游的流场影响较小, 模拟结果与工程实际经验相符合。研究结果可为清管器的优化设计提供理论依据。

为了满足东南亚及北美地区海洋油气田开发工程中必须使用美标体系进行工程设计的要求, 便于海洋工程设计单位准确合理地使用美标规范对海底管道强度进行工程分析, 根据最新版的ASME B31.8-2012和API RP 1111-2009等美标规范, 系统地研究了海底管道在位强度的计算方法和应力校核准则, 并详细阐述了海管壁厚计算、地震分析和海管路由弯曲等条件下的海底管道在位强度工程分析方法, 明确了各种条件的设计系数选择情况。在印度尼西亚地区的实际工程项目中, 依据美标规范完成了海底管道的在位强度校核分析, 获得了合理的计算结果并通过了海外业主的认可, 为东南亚等地区的海底管道工程设计校核工作提供了参考。

随着我国管道事业的蓬勃发展,以及清洁能源的不断推广,天然气的需求量及供气要求进一步提高,天然气管网的可靠性显得尤为重要.分析了现有管道完整性管理与管道可靠性的关系,总结了部分国家天然气管网可靠性评价的发展概况,对比了部分具有明确代表性的天然气长输管道可靠性设计方法及标准规范,评述了我国天然气管网可靠性评价的发展历程.结合当前主流天然气管网可靠性评价方法与原理,初步探讨了当前可用的天然气管网可靠性评价方法的可行性与难点,为深入开展天然气管网可靠性评价方法的理论研究和实践应用提供了参考.

管道大数据的形成是大势所趋,管道内检测数据是管道大数据中极其重要的组成部分.构建了大数据环境下管道内检测数据模型,梳理了管道内检测数据管理流程,提出在管道大数据背景下,对内检测数据进行深度挖掘与应用,主要包括:管道多轮内检测数据比对,管道内外检测数据比对,管道位置精确定位及其在管道日常管理、维护维修、地理信息系统等的应用,管道可靠性及安全状态评估等.由此,可以有效提高管道管理水平,保证管道安全可靠运行.

针对现有的腐蚀规范对相互影响双腐蚀缺陷管道剩余强度的评价结果过于保守的问题,利用非线性有限元分析方法,分析了含有相互影响双腐蚀缺陷管道的剩余强度,研究了双腐蚀环向间距、轴向间距对分别具有相同长度、深度的相互影响双腐蚀缺陷管道剩余强度的影响.研究结果表明:双腐蚀缺陷的环向间距对其相互作用影响不大,工程上可以忽略;当双腐蚀缺陷的轴向间距超过一定数值时,双腐蚀缺陷的相互作用消失;在一定的轴向间距范围内,双腐蚀缺陷相互作用随其轴向间距的变化呈对数关系变化.研究结果证实了采用基于塑性失效准则的三维非线性有限元法研究双轴向缺陷腐蚀管道的剩余强度问题是准确、可靠的.

数据管理是管道完整性管理的基础.对比现有管道数据模型,结合国际上管道完整性管理的理论和应用方法,以我国长输管道完整性管理的实施经验和发展需求为出发点,充分利用APDM 模型的数据集合划分和空间信息管理的优势,建立长输管道完整性数据模型.该模型重点针对事故侵害、识别评价、检测评估、海底管道等数据集的数据结构进行构建,细化管道缺陷、侵害来源、检测方式、高后果区、风险及完整性评价信息等要素,统一管道数据类别从属、拓扑方式、格式精度等的参考标准.同时,拓展建立数据字典,结合Geodatabase 空间数据库技术,确立中心线特征和沿线要素的表示规则,开发管道完整性管理数据库.长输管道完整性数据模型在某原油管道完整性管理中开展了应用,基本满足该管道的数据管理需求.

油气泄漏产生的环境污染是管道行业亟待解决的问题,基于管道规划、建设、运行全过程中环境污染的现状及原因,提出通过改进管道规划,确保科学合理建设,采取相应运行防护方法,以及加强管理人员风险防范意识和提高作业人员素质能力,结合HSE 管理体系和《管道保护法》建立较为完善的预防措施,最后提出合理化建议供相关部门参考.

为了研究处于早期失效期的新建长输天然气管道风险分布规律,根据新建长输天然气管道的特点,将管道易损性影响因素归纳为4 大类一级评价因子,即第三方破坏、施工遗留问题、管理缺陷、设计与误操作,并将一级评价因子进一步细分为23 项二级评价因子,从而建立了多层次的新建长输天然气管道易损性评价指标体系.为克服传统权重赋值方法不考虑评价因子指标差异性的弊端,利用熵权赋值理论建立了适用于新建长输天然气管道的易损性评价模型.研究表明,该模型可以消除评价因子赋权过程中主观因素的不利影响,定量反映各评价因子的相互作用及指标取值差异性对管道易损性评价结果的综合影响.最后,通过实例验证了该评价方法的可行性.

为了研究隧道穿越区长输管道发生位移变形时的安全状态,对山东某输气管道隧道穿越区进行了安全监测.介绍了管体穿越隧道时产生位移形变的可能原因和判断方法,隧道自动监测系统的构成和原理,监测系统安装的推荐最优化布置方案,以及数据分析的方法和经验.总结了隧道内管体监测系统选用及安装的一些经验.研究表明:隧道内穿越管道初始投入使用时将产生较大的自适应变形,曲率较大处应尽量避免集中约束.管道产生较大位移及形变时,可采用该监测方法进行安全分析,最终得到穿越区管体的安全状态.

裂纹扩展速度是预测管线钢止裂韧性的重要参数.根据目前世界各国全尺寸爆破试验分析总结的裂纹扩展速度计算模型,即BTCM 模型、HLP 模型和Sumitomo 模型,对X80 管线钢的裂纹扩展速度进行了计算,研究了管径、壁厚和强度对裂纹扩展速度的影响.分析发现,HLP 模型和Sumitomo 模型计算裂纹扩展速度与高强度钢全尺寸爆破实测数据较为一致,而BTCM 模型预测数据较实测结果偏离程度较大.采用3 种模型的计算结果表明:当管道壁厚和强度增加时,最大裂纹扩展速度均减小,因而有利于管道止裂;管径增加,最大裂纹扩展速度增大,管道所需止裂韧性也相应增大.

掺稀油输送是脱水稠油重要的输送方式之一.为了进行掺稀比的优化,降低稠油输送的能量消耗,以稠油输送动能消耗作为优化目标,建立了动能消耗与掺稀比相互关系的数学模型,并以胜利油田陈南集中处理站为例进行了分析计算.结果表明:稠油掺稀是非常有效的降黏方式,可以大幅度降低混合原油黏度;但是随着掺稀比的增大,稀油增加了混合原油的流量,输送动能消耗增加.因此,稠油掺稀输送存在最优掺稀比,掺稀比过大,反而会增加输送能耗.利用双对数模型和当量黏度的计算方法以及稠、稀油的物性,可以对最佳掺稀比进行计算分析.

为了研究成品油管道中油品的主要质量指标衰减规律,以兰成渝管道为例,对来自首站同一批次、同一油罐中的油品进行了跟踪、取样并化验,总结出汽油终馏点和柴油闪点在顺序输送过程中的变化规律,并分析出相关参数变化的影响因素.结果表明:顺序输送过程中,柴油的闪点平均降低4 ℃,汽油的终馏点平均升高15 ℃,相互掺混是油品质量指标衰减的主要影响因素.为此,对兰成渝管道首站进线的油品质量指标给出了改进建议,对油品质量提高提供理论帮助和实际指导.

针对阿赛输油管道结蜡严重,导致清管频率高、清管器无法到达预定位置等问题,探讨了蜡沉积速率计算方法、模型及其构建方法.考虑油流冲刷对蜡沉积的影响,基于Fick 扩散定律,确定了蜡沉积速率模型的形式.在理论分析和实验研究的基础上,确定了管壁剪切应力、管壁温度梯度与蜡沉积倾向系数之间的关系.运用蜡沉积预测软件,基于阿赛管道输送原油的基本物性,构建了蜡沉积速率模型,预测了不同工况下管道沿线蜡沉积速率分布情况.研究成果对于优化进站油温具有一定的指导意义.

基于兰郑长成品油管道的运行现状,分析了该管道管输过程中混油及分馏油的产生、处理方法,指出部分地区分馏油处理无法满足市场需求的原因,根据管道目前的运行现状和销售油库的管理状况,提出了合理有效的混油处理措施,包括完善汽车装卸车等储运配套设施,与高品号油品掺混后销售,优化拔头装置操作流程,解决拔头装置的设计问题,寻求政策支持,综合考虑现场实际和经济效益确定混油处理方案等,以期提高管输周转量并有效保障管道安全平稳运行.

在“照付不议”和“照供不议”合同全国范围内逐步推广的大形势下,计划与实际需求之间矛盾凸显,导致城市燃气经营企业出现新的经济指标.鉴于其给城市燃气经营企业带来的经营风险及燃气需求侧存在的不确定性,将电力市场中平衡账户的概念引入到燃气需求侧管理中,用以解决计划需求和实际需求之间的矛盾.提出了燃气平衡账户的概念,将燃气平衡账户分为基础账户、平衡账户、超额账户,建立了燃气平衡账户管理方法和考核方法,根据计划需求和实际需求间出现的偏差,将实际需求量分别纳入不同账户,合理采用正常价格和超额价格进行气量结算,并对燃气平衡账户的管理方法进行算例分析.

目前天然气长输管道清管作业尚未形成统一的标准、规范,在清管器选型、清管器参数确定、速度控制等方面均无明确规定.对川气东送管道清管作业工况进行分析,从设备选型、参数确定、收球流程调整、清管器的监听、速度预测等方面入手,开展了大口径管道清管研究实践.可采用聚氨酯泡沫清管器和皮碗清管器相结合的清管方式,其中皮碗清管的过盈量为主要管道壁厚段的3%,聚氨酯泡沫清管器为5%.通过调整收球流程,控制收球速度,选择在阀室以及进出站对清管器进行监听.作业前通过SPS 模拟清管器运行速度,与实际相差约为5%,除发球和收球阶段外,皮碗清管器和泡沫清管器运行速度相差不大.通过掌握管道内部特点,清除管道内杂质,提高管道运行效率,检验管道通过能力,为后续的内检测工作奠定基础.总结了相关经验并提出了改进建议,可为以后大口径管道清管提供借鉴.

压缩机系统中的泄放阀(Blow Down Valve,BDV)既是压缩机安全运行的一个重要保障,又作为一个重要泄放源对火炬管网和火炬系统的设计有着重要影响.与一般压力容器相比,压缩机系统由于进出口压力经常存在较大差别而使其泄放阀计算具有一定的特殊性.以某项目的中压压缩机系统为例,首先计算了压缩机系统的停机稳定温度和压力,然后利用Hysys 软件的动态泄压模块对BDV 进行计算以得到最大瞬时泄放量,最后计算BDV 上下游管道尺寸和BDV 阀尺寸.计算结果表明,火灾工况为控制工况,压缩机系统在火灾工况下泄放时,泄放量不断减小,泄放物性质也会发生变化.

应用于天然气输配站中的电气设备必须满足防爆要求,本质安全型电气设备是最佳的防爆形式.以电源为本质安全电气设备为研究对象,通过建立精确的电源电路时变模型,结合实验波形,研究了电感分段放电特性及其分断火花的引燃能力与电路参数的关系.基于最小点燃释放能量理论,以同时满足本质安全特性要求及电气性能指标为目标,提出了一种电感、电容参数优化设计方法,通过数值分析获得了最优化参数的取值范围.实验结果表明:参数优化后的电路,在满足本质安全性能指标的同时,输出纹波电压仅为输出电压的1.25%,也满足了电气性能指标,是一种可行的参数优化方法,大大提高了电气设备的安全性能.

针对国内天然气长输管道工程线路截断阀压降速率设定值主要借鉴国内外的经验值,缺乏针对性且存在较大误差的问题,利用SPS 软件建立了天然气长输管道模型,对管道爆管这一典型泄漏工况进行案例仿真模拟,定性和定量分析管道内压力波的变化及传动规律,分析线路截断阀关断压降速率设定值的选取依据和注意事项.模拟结果表明:需要了解并收集管道运行中各种需关断的事故工况,然后选取恰当的泄漏点一一进行分析,最终得出较为合理的截断阀关断压降速率参考阈值.

电热熔套补口技术已广泛应用于高密度聚乙烯外护硬质聚氨酯泡沫塑料保温管的现场补口,热熔部位的拉剪强度和气密性是影响电热熔套补口质量的关键因素.为保证补口质量,以φ 365 mm高密度聚乙烯外护保温管为例,研究了焊接参数、冷却速率对电热熔套补口拉剪强度及气密性的影响.实验结果表明:只有选择合适的焊接参数,才能获得电热热熔套与主管体、电热熔套轴向搭接部位的最佳拉剪强度;快速冷却会导致热熔部位拉剪强度的降低,寒冷环境下施工需要采取保温措施;补口气密性不仅与焊接参数有关,而且在很大程度上受到现场施工的影响.结合试验情况,提出了电热熔套补口施工工艺控制要点.

导向叶片式旋风子和切向入口式旋风子广泛应用于管输天然气净化,但针对于不同管输工况条件下旋风子的选型设计一直缺乏依据和指导性意见.通过试验的方法对两种旋风子的性能进行对比.试验结果表明:导向叶片式旋风子较切向入口式旋风子压降适中,处理量大;切向入口式旋风子较导向叶片式旋风子操作弹性强,分离精度高;两种旋风子的总体分离效率都能满足天然气净化的要求.结合国内天然气管道设计特点,输气规模较大的干线站场采用导向叶片式旋风子可获得良好的经济性;输气规模小且输量变化大的支线分输站场采用切向入口式旋风子能获得更好的分离效率.

针对中亚天然气管道焊接工艺评定和焊工认证过程中遇到的问题,从焊接工艺评定原则、力学性能试验类型及其焊工考核认证等方面比较了API 1104 与СНиП 标准的不同之处.通过相关要点类比分析,提出了适用于中亚天然气管道建设焊接工艺评定及焊工考核程序文件编制原则:以API 1104 和СНиП 标准为基础,兼顾中哈两国管道建设现状,通过总承包方编制程序文件报业主方审批,业主认可后方可实施的原则,有效解决了我国在中亚地区管道工程焊接工艺评定和焊工考核认证工作因标准差异带来的难题.

统计分析了国内外海底管道的失效原因,包括设计不合理、管道材料质量问题、海管施工质量问题、冲刷与悬跨、船舶起抛锚作业、船只搁浅、落物冲击、采沙作业引起海底管道悬空、拖网捕鱼、内外腐蚀、设备故障、操作失误.探讨了基于遥控潜水器(ROV)的海底管道巡检技术,其在工作深度、设备搭载能力和复杂海况的适应性方面优势明显,由ROV 搭载检测设备进行管道巡检,基本方式是ROV 巡线航行,进行常规检测,并在可疑区域或故障点悬停,进行精细检测,甚至可完成水下干预.

通球检测是海底管道日常运维的重要手段,但我国目前多数海底管道通球检测的执行风险较高,发生清管球卡球是最普遍的通球风险事件,为了合理规避通球风险,有必要进行作业前风险分析.将故障树定量分析方法应用于海底管道通球风险评价,通过风险辨识给出了引发卡球的各类中间事件及基本事件,绘制了海底管道通球失效故障树图,并进一步对最小割集及基本事件结构重要度进行求取.在此基础上给出了通球风险模糊综合评价数学模型及二级评价的求解过程,通过实例运算最终得出通球失效概率等级,解决了海底管道通球风险定量评价的难题,对海底管道其他类型作业风险的量化分析具有借鉴意义.

流量计与调压阀在城市门站分输系统中发挥着重要作用,但是二者额定工作区间范围不同,导致最佳工作敏感区间不一致,极易损坏流量计或调压阀.通过分析流量计及调压阀的工作原理,得到了在城市燃气门站输配系统中流量计与调压阀不匹配的原因,并提出了两种解决措施:方案一是增加调压工艺的路数,降低每个调压阀的额定工作流量;方案二是在原有的1 用1 备工艺基础上,再增加1 路小流量调压管路,使其流量为原额定流量的1/3,以达到在不同流量工作条件下可以完成调压阀的切换,使流量计和调压阀均在最佳工作区间工作,以达到减少设备损坏的目的.

柯克亚集输首站生产的轻烃与原油一同进入原油储罐,在常温常压下,轻烃中的C1~C4 组分极易挥发损耗,造成油气浪费和环境污染.结合目前气田的生产现状及集输首站轻烃的组分分析结果,对现有装置进行相关的技术优化,研究出一套适合轻烃密闭回收同时能就近生产液化气产品的回收工艺:将轻烃与原油单独回收,原油进入储罐生产,轻烃则输往注气站生产液化气.优化后,大大提高了液化气产量和轻烃综合利用率;降低了原油储罐的油气损耗,减少了环境污染;原油在长输管道中的气相流减少,提高了原油管输安全性.伴随国家安全环保要求日趋严格,中国石油以效益优先为原则的战略转变,在各油气田的发展过程中,轻烃回收利用这种以安全环保优先,减少环境污染,提高油田整体效益的应用将有很好的推广前景.

大港油田以新技术、新工艺、新设备的应用为支撑,以集成化、橇装化为突破口,针对传统接转站存在的问题,研制了仰角式三相分离增压一体化装置.采用仰角式分离器,分离效率高,设备结构紧凑、体积小,通过合理布局将分离器与外输泵集成在同一橇块上,实现了油气水三相分离、就地切水、原油(液)增压输送等功能,且橇块体积小,集成度高.该装置在白一接转站得到应用,实现了白一接转站采出水就地处理回注、油气分输等功能,简化了白一接转站站内流程,对优化板桥油田以及系统节能降耗起到了很好的推动作用.

随着我国油气管道规模的不断扩大,管道安全管理评价要求的不断提高,应用大数据技术处理分析管道设计、施工、运营过程中所产生的海量数据成为必然趋势。基于我国管道安全评价的要求,总结了我国管道数据管理存在的问题,介绍了管道大数据管理的初步架构方案:建立合理、准确的管道大数据基准线;建立统一的数据记录、存储形式;实现管道相关数据的全面采集;建立管道大数据的基本准则和管理模式,开发综合数据管理平台;建立基于大数据的分析决策程序。同时,给出了相关数据的处理流程和应用范例,对应用大数据进行长输油气管道安全管理具有一定的指导意义。

通过对国内外管道内检测数据分析技术的实地调研,对内检测数据比对技术现状进行了比较研究,得出了目前内检测数据比对工作的主要目的仍然是识别管道缺陷的变化率及新增缺陷点,同时内检测数据的利用率处于较低水平,指出深度挖掘和综合利用内检测数据将成为未来的发展方向,并为后续内检测工作的开展提出了建议。此外,提出了管道运营公司在第2轮内检测完整性再评价时,应建立管道完整性数据综合分析机制,即综合考虑各相关影响因素,有针对性地提出预防、减缓和改进措施,对丰富完整性管理理论及提升国内管道内检测数据比对技术水平具有重要的现实意义。

随着国内长输油气管道的建设和发展,适用于地震断裂带等大应变地区的高强度抗大变形管线钢得到有效开发和应用。基于目前国内对抗大变形管线钢的研究成果,分析和总结了抗大变形管线钢的设计基础(拉伸应变、压缩应变)和典型特点(双相组织、低的屈强比、高的均匀延伸率和形变强化指数、典型的拱顶型应力-应变曲线),从轧制工艺、化学成分、组织性能、焊接工艺、腐蚀性能等方面分别探讨了抗大变形管线钢的研究进展及其影响因素,概述了目前国内相关标准要求、钢厂和钢管厂加工制造水平以及抗大变形管线钢的研究应用现状,研究成果有利于抗大变形管线钢的应用和推广。

为了准确计算LNG储罐在不同工况下的温度场,基于ANSYS软件建立了全容式LNG储罐温度场数值计算模型,计算了稳态工况下储罐罐体的温度场分布,进而根据计算结果,对不同环境温度、液位高度、对流换热系数对储罐温度场分布的影响规律进行分析。模拟结果表明:环境温度对罐壁漏热量影响较大,环境风速对罐顶漏热量影响较大,液位高度对罐壁和罐底的漏热量有一定影响,环境风速对储罐整体漏热量影响不大,该模拟结果对全容式LNG储罐的结构设计与优化具有参考意义。

我国石油储备多采用10×10⁴ m³浮顶罐,为了保证浮顶自由升降,必须掌握罐壁附近原油温度分布。为此,建立了双盘式浮顶罐在加热过程中的二维模型,应用计算流体力学软件Fluent,模拟18种工况下罐内原油流场及罐壁附近原油温度分布,分析储油高度和加热蒸汽量的影响,结果表明:原油在罐内的运动由尺度不同的涡旋组成,罐壁附近存在0.2 m厚度的热边界层。该研究深化了业内对储罐加热过程中传热传质的研究,对大型储罐安全经济运行具有重要的指导意义。

LNG储罐翻滚会给储罐的安全运行带来极大威胁。建立了LNG储罐翻滚的物理模型和数学模型,针对目前LNG接收站常用的16×10⁴ m³储罐,利用Fluent软件进行了不同初始密度差下储罐内LNG翻滚过程的数值模拟,得到了LNG储罐内的翻滚随初始密度差的变化规律。研究结果表明:初始密度差越大,翻滚发生得越早,翻滚越剧烈。存在临界LNG密度差,当初始密度差小于临界密度差时,储罐内相邻两层LNG的混合过程较为平稳;当初始密度差大于临界密度差时,翻滚强度明显增大。提出并定义了翻滚系数,并以其作为判断储罐内LNG翻滚强度的判据,计算得到16×10⁴ m³储罐的临界密度差区间为2～4 kg/m³。

研究LNG的翻滚机理,根据LNG的储存状态对LNG在储罐中的翻滚做出准确判断对LNG翻滚的预防有着重要意义。建立了LNG储罐的翻滚模型,并利用Fluent^TM软件,通过模拟储罐的翻滚过程研究了储罐的初始密度差、分层高度、储罐罐容对LNG翻滚的影响。结果表明:储罐中LNG分层间的初始密度差越大,罐容越大,储罐发生翻滚的时间越早,储罐翻滚越剧烈;相反,储罐中的分层高度越大,由于分层高度使储罐相邻两分层之间的黏滞力增大,储罐翻滚越不易发生,翻滚持续时间越长。通过分析储罐翻滚的影响因素,可以更全面地对LNG翻滚做出预防,保证储罐运行安全。

针对原油管道流动安全评价中影响因素重要性分析存在的问题,考虑影响因素的实际波动规律,提出了一种分析影响因素重要性的新方法。根据管道稳定运行时影响因素参数实际概率分布,定义了新的重要性衡量标准,实现了影响因素的重要性排序。以各影响因素对进站温度影响为例,对实际管道影响因素重要性分析和敏感性分析结果进行了对比,结果表明:影响因素重要性分析新方法能够结合管道实际运行状况和影响因素本身的实际波动规律,反映各影响因素取值不同、波动幅度不同对结果重要性的影响。该方法可以有效、全面地对热油管道流动安全影响因素的重要性进行综合分析。

基本负荷型天然气液化装置中,丙烷预冷混合制冷剂液化流程(C3/MRC)应用最为广泛。对该流程的热力学分析显示,流程能耗的主要影响因素为混合制冷剂的压力及组成。为了降低天然气液化流程能耗,采用化工过程模拟软件HYSYS建立了丙烷预冷混合制冷剂液化流程(C3/MRC)模型。以LNG比功耗为目标函数,以高压制冷剂压力、低压制冷剂压力及制冷剂的组成为决策变量,对该液化流程进行优化,得到了各自的最优值及相应的流程参数。通过比较优化前后的流程参数值,发现在保证天然气液化率及LNG产品质量不变的情况下,优化后所需的制冷剂流量降低12.1%,LNG比功耗降低22.9%,提高了经济效益。

输气管道站场自用气系统多采用两级调压的模式,以实现将气体压力由干线压力调至几千帕至几百千帕的调压要求。针对该模式工艺流程复杂、设备多、投资大的缺点,以及不能适应中小型管道需求的问题,对原有自用气系统进行优化,结合自用气用量小的特点,利用管道的储气功能,为用户提供一个低压、稳定的气源,代替了调压阀的工作,从而简化了原设计中的三阀组结构。使用HYSYS软件对优化方案的节流温降进行计算,用缠绕电伴热带的方案代替了原设计中的电加热器。对优化方案中电动阀门的动作频率进行了计算,证明其动作频率远远低于原方案中调压阀的动作频率,减少了阀门磨损的可能,去掉了原设计中的过滤设备。研究结果可为输气站场自用气系统设计提供指导。

随着陕西省天然气产业的快速发展,靖西天然气管道的供需矛盾日益突出,其负荷存在明显的不均衡性,不利于高效平稳输气。为此,在梳理靖西天然气管道下游用气特性的基础上,采用相关性分析法得出了影响其年负荷的4个主要因素;引入月不均匀系数对靖西天然气管道近几年的月负荷规律进行研究,依据供需平衡法对靖西天然气管道的供需形势进行分析。结果表明:靖西天然气管道供需形势存在年不均衡性,且由于用气结构不合理导致其季节不均衡性突出。由此建议:通过大力开发市场、推进"气化陕西"民生工程等策略,解决靖西天然气管道负荷的年不均衡状况;同时,通过建设LNG调峰工厂等方式,缓解靖西天然气管道负荷的季节不均衡性。

静电聚结器的脱水效果与能耗均优于传统电脱水器,然而其电源系统的强烈波动会对生产运行造成一定影响。为确定引起电源系统信号波动的主要因素,研究不同因素对电信号的影响规律,结合静电聚结理论和RLC电路基本规律,以内置式静电聚结器与电信号测试装置为基础,开展电源系统启动特性实验研究。采用双层绝缘电极板,改变电压、流量及含水率,研究电信号的波动特性。结果表明:流量和乳状液含水率对电信号波动幅度的影响较大,且含水率越高、流量越大,启动时电流波动幅度越大。通过改变启动方式,可以减小启动电流波动幅度,从而提高聚结器稳定运行性能。

针对在生产作业过程中,天然气长输管道阀室存在无法从阀室直接完成干线氮气置换,无法从阀室直接向用户接气的问题。从工艺流程入手,对阀室工艺进行优化改造:合理设置标准注氮口及供气预留口,既可实现从阀室注氮口直接对作业段干线进行氮气置换,又能满足新增用户直接从预留口连头接气的需求。对阀室改造后的新工艺进行HAZOP分析,结果表明:将改造后阀室工艺纳入管道SCADA系统中进行实时监控,并在作业过程中增加气体泄漏检测装置及检测频次,便于新工艺的顺利实施,最大限度保障生产安全。科学合理增设标准阀室注氮接口及供气预留接口,可优化作业流程、提高作业效率、降低作业风险、减小工程量、节约物资成本,保证管道的完整性及下游用户用气不受影响。

为准确预测未来天然气的需求量,数值分析了近年来我国各地天然气销气量数据的变化特性。针对使用传统灰色预测模型预测结果存在的不足,以模型能够预测的数据序列类型与实际数据序列类型一致性为目标,通过优化模型结构,构建了一种满足原始序列非齐次指数律变化的灰色非齐次模型,并利用最小二乘法与矩阵运算法证明了模型的可行性。结合所建模型的白化解和精确解,详细探讨了产生模型预测不稳定现象的内在原因及其影响因素。以陕西省为例,对模型进行验证并预测,结果表明:所构建的灰色非齐次模型预测误差小,与原始数据类型拟合度高,对具有非齐次指数律特性的原始序列有很强的适用性。

研发了一套具有自吸和过滤功能,并用PLC程序控制的全封闭式冷凝水回收装置:当油罐开始加温时,开启油罐原冷凝水管网阀门和冷凝水回收装置排污口,同时关闭油罐冷凝水排放口疏水器;当装置排污口有清澈冷凝水排出时,打开装置入口,关闭排污口,同时将装置调到程控状态,装置便可自动运行。在回收装置出口装有过滤装置,使滤后水质达到锅炉供水要求。该装置对循环桶、储水桶和冷凝水管道均进行保温处理,使冷凝水的热量得以保存,减少了热量散失,具有广泛的应用前景。

对油气管道(网)改造工程进行评价,是工程项目评价的难点之一。将输油管网改造产生的效益划分为安全效益和经济效益,建立以"管道失效"为顶事件的长输管道失效事故树,通过求解最小割集、基本事件的概率重要度和临界重要度进行多层次模糊综合评价以量化安全效益;将管网改造的经济效益划分为减损产出和增值产出,减损产出考虑人员损失减少、社会损失减少、生态环境损失减少、设备损失减少、维检修等因素,增值产出考虑管网延寿产生的输量增加值。再结合基于风险的评价方法,以及各项国际、国内、行业标准,计算经济效益。建立了原油管网改造投入产出计算模型,结合具体改造工程数据,可对原油管网改造的投入产出进行客观评价。

投产初期LNG接收站的外输量较小,需要在最小外输量下运行;接收站主要起调峰作用,天然气外输需求不稳定,随时可能在最小外输量下运行,因而影响接收站的安全运行。分析了影响最小外输量的主要因素,由BWRS方程和能量、质量守恒定律,确定再冷凝器回收BOG所需的最小LNG流量,同时采用二分法确定运行SCV时的最小外输量。据此,以ForceControl V7.0为平台,设计出LNG接收站不同参数下最小外输量的计算软件,并以大连LNG接收站实际运行参数验证其可靠性,计算结果表明:大连LNG接收站正常运行ORV的最小外输量为375.65×10⁴ m³/d,运行SCV的最小外输量为322.82×10⁴ m³/d,与实际运行数据380×10⁴ m³/d和320×10⁴ m³/d非常接近。

为了进一步提升中亚和国内天然气管道站场设计水平,从设计规范和通用做法着手,基于中亚与国内天然气管道站场3个比较具有代表性的设计案例,对压气站进出站ESD阀门、越站管道和清管设施的设置,压气站放空立管的设置以及清管站(区)清管污物收集系统进行了设计差异分析,并指出了各自的优势和不足。结果表明:中亚压气站进出站ESD阀门、越站管道和清管设施的布置相对国内安全性更高,进出站ESD阀门的设置位置较国内合理,但不便于统一管理;国内放空立管的高度和结构设计优于中亚压气站放空立管设计;中亚清管污物收集系统相对国内具有更强的纳污能力,操作更灵活,但清管污物收集程序比较复杂,操作风险高。

LNG储罐是LNG接收站投资费用最高的关键核心设施,前期设计阶段通过静态经验公式合理估算罐容及数量至关重要。LNG储罐数量及罐容的计算方法需要因地制宜,不同的设计公司采用的计算方法不尽相同。选取3种国内外LNG接收站设计公司常用的静态计算方法,对具体设计案例分别进行计算,结果表明:对于不承担调峰,外输相对均匀的LNG接收站或大型LNG接收站后期增罐的情况,采用法国某设计公司的计算方法较为合理;对于市场用气波动较大又兼顾调峰的LNG接收站,采用日本某设计公司和库存量法的计算方法更为合理。最后,针对3种公式的不足,给出了优化的计算公式,并针对不同类型接收站推荐适用的计算方法。

抚锦管道各石化厂注入抚锦成品油管道油品的柴汽比差别较大,且部分种类油品中间无注入。基于此,设计了不同注入方案,并进行了比选。结果表明:在辽阳首站出站流量恒定或辽河注入泵站出站流量恒定的情况下,辽河－锦州段或辽阳－辽河段流量波动太大,最大流量约为最小流量的3倍,管道利用率较低,不利于辽河或辽阳站输油泵配置方案的选择;当辽阳出站流量和辽河出站流量均有波动时,其注入方案可降低全线流量的波动范围,提高管道的利用率,降低工程投资。综合比较工程投资和运行费用,并结合目前国内管道设计压力及设备现状确定管道的设计参数,最终确定辽阳和辽河站均以变流量作为抚锦成品油管道的注入方案。

为了满足LNG船舶气试未来发展的需求,山东LNG接收站拟对现有工艺进行改造。设计了NG/惰化气体与NG/氮气置换两种气试工艺改造方案,对比分析结果表明:采用氮气作为船舱惰化干燥气体更合理,且相应的改造方案成本低、工程量小、可操作性强,不会影响接收站正常运行。依据改造后的工艺流程,以设计装载能力为14.7×10⁴ m³的LNG船为例,通过借鉴国内其他接收站气试工艺,提出了山东LNG接收站气试过程中NG置换、LNG冷却与装载阶段相关工艺操作流程,同时证明了山东LNG接收站硬件设施可满足气试需求。该方法可为其他接收站的设计、建设和进行 LNG 船气试作业提供参考。

LNG接收站生产运行中的重点和风险点是LNG接卸船工作,卸船时预冷速度的控制甚为关键。国内外大多数LNG接收站的接卸经验并不是很成熟,预冷速度的控制经验相对缺乏,难于把握。基于某LNG接收站已接卸的LNG船的预冷数据,对LNG接卸时预冷速度的控制、影响与卸料过程中存在的安全操作等问题进行分析。在卸船过程中,预冷速度过快是引起卸料臂快速耦合器法兰处泄漏的重要原因;根据卸船安全性要求和接卸经验,目前该接收站预冷速度控制在2 ℃/min左右,对整个卸船过程影响较小,能有效避免或减少事故。

针对GHA_70A型对二甲苯(PX)罐车在加热卸车过程中蒸汽消耗量大、加热时间长的问题,对罐车不同的加热方式及加热条件进行现场试验研究,对比分析了不同加热方式下的加热效果,制定了合理的加热方式和蒸汽入口压力。现场实际加热过程中,结合罐车PX结晶程度和卸车仓储库所在地气候条件,适当选择单管或双管加热方式,并在加热过程中采取换向操作,可以有效降低蒸汽消耗量。为了减少加热时间和节约蒸汽耗量,罐车蒸汽入口压力应尽量不小于0.30 MPa,视结晶程度选择不同的蒸汽入口压力:秋季及初春季节蒸汽入口压力取0.30 MPa左右,而冬季蒸汽入口压力取0.45 MPa左右为宜。

集气站内收、发球筒与站外埋地管道通过过渡段相连。当埋地管道的操作温度高于安装温度时,埋地管道发生热膨胀可能使地上管道推挤设备、阀门等而造成破坏或过量变形。为此,以某工程集气站内发球筒和埋地管道为研究对象,利用应力分析软件CAESAR Ⅱ分析埋地管道二次应力对发球筒锚固墩的影响。某集气站发球筒管道改造实践表明:设置45°π形补偿结构、将地面支撑改为滑动支撑能有效减缓发球筒位移,确保管道通球作业顺利进行,保证发球筒正常运行,证明改进方案切实可行。

介绍了Solar Taurus 70燃气轮机气启动系统的结构组成、工作原理及工作过程,从程序和硬件方面分析了气启动系统发生故障的常见原因,通过故障排查法,确定气启动系统中压力调节阀的指挥器控制弹簧位置不当是造成燃气轮机启动失败的根本原因。根据压力调节阀的结构和工作原理,验证了故障原因分析的正确性,最后从气启动系统运行监控方面提出了改进措施。该燃气轮机机组故障虽然处理较为容易,但在故障原因查找的过程中进行了系统分析和归纳,可为类似燃气轮机气启动系统的故障排除提供参考。

地下储气库作为天然气输配系统中重要的组成单元,其完整性直接影响整个天然气输配系统的安全平稳运行。地下储气库完整性管理旨在对处于动态变化中的储气库现场设备进行风险识别和评价,制定相应的风险控制对策,不断改善储气库的运行环境,从而降低事故的发生概率,将储气库的运行风险水平控制在可接受范围内。为此,对地下储气库完整性管理体系技术进行研究,阐述了储气库完整性管理理念,提出了储气库地面设施和井的完整性管理体系内容,重点研究了井的完整性管理体系,包括井的风险识别、监测、检测、评估技术,建立了井筒完整性监测方案,以及井口和井下设备、采气树、套管等的风险识别、完整性检测和评价方案。针对套管因注采条件变化及介质腐蚀影响而易受损的特点,重点提出了含缺陷套管的强度评价及寿命预测方案。结合生产实际,提出了储气库完整性管理的相关建议。

油气管道废弃是营运管道永久停止服务后的必要处理环节,我国在这一领域的研究尚属起步阶段。总结了油气管道发达国家与油气资源丰富国家在油气管道废弃处理方面的发展现状,特别是在废弃管道残留物清洗、管道及附件拆除、环境保护、废弃物回收利用等方面的先进做法,剖析了国际上重要的油气管道废弃处理相关标准规范,不同废弃方式的选择依据与考虑因素,以及典型废弃方式的工程案例,为促进我国陆上油气管道废弃处理规范的建立,以及诸如管内残留物清洗、注浆加固和管道拆除等技术体系的形成提供指导。

大型立式储油罐机械清洗技术已在国内逐渐推广应用,目前我国机械清洗作业市场基本上处于被COW 系统垄断的状态。介绍了COW 系统、BLABO 系统、COS 系统等国外主流机械清洗系统及其在国内的应用情况,阐述了国内在致力于机械清洗系统自主研发过程中开展的研究工作,指出以COW 为主的现有清洗系统存在清洗喷枪对不同罐型适应性差、含油污水排放处理不达标等突出问题,提出可通过采用移动式清洗机器人、旋流气浮一体化除油技术等有效方式予以解决,从而实现大型立式储油罐机械清洗作业高效化和环保化。

裂缝性碳酸盐岩储层普遍具有双重介质特征,裂缝孔隙网络系统中的多相流体渗流复杂,国内外相关研究成果少。裂缝性碳酸盐岩储气库的物理模拟试验主要包括微观可视化和岩心,从宏观和微观两方面研究该类型储气库的气水两相渗流过程中的气、水两相渗流规律及注采运行机理。总结出一套现阶段针对裂缝性碳酸盐岩储气库的物理模拟评价手段,并分析了该类型储气库物理模拟研究的发展趋势,对于修正储气库库容参数,指导储气库正常高效运行具有重要意义。

油气管道运输是能源产业链的重要构成环节,国家层面油气管道整体布局是管网有效运营的重要保证。相对发达国家先进的管网建设及运营水平,我国仍有较大差距。我国未来油气能源缺口及进口需求将为油气管道建设运营的发展提供空间。运用对比分析法和复杂网络模型分析法,对我国和北美地区管网的网络特征值进行对比,借鉴先进管理经验,提出了我国油气管道从战略层面的国家规划、布局、推动管网独立、完善立法和监管等方面进行体制和运营机制改进的建议及对策。

在金坛储气库造腔过程中,盐腔偏溶问题层出不穷,对腔体体积、造腔进度、注气排卤、运行安全等的不良影响不容小觑。为此,对金坛储气库28 口造腔井的声呐数据、连斜数据、管柱提升记录、施工记录和原始溶腔设计等资料进行统计分析。结果表明:金坛储气库多口盐井偏移方向规律明显,大多偏北,少数偏南;多数盐腔偏溶方向与井轨迹偏移方向一致。由此提出盐腔偏溶与井斜有着密不可分的关系,并初步认定地应力对盐腔偏溶起到一定作用。

储气库注采过程中气水过渡带上两相交互驱替的渗流特征,直接影响其注采能力和库容量,有必要开展多周期的注采气水相渗变化实验,研究气水过渡带上多周期气水交互驱替的气水运移规律和分布规律。结果表明:多周期气水互驱后,气相相对渗透率升高,水相相对渗透率降低,导致气体指进更加严重,水的残余量增大;随着注采周期的增加,气水相渗在两相区的残余气饱和度增加,加之残余水饱和度本身仍占大部分,造成储气库库容量和运行气量的损失;在多周期气水互驱过程后,束缚水对气相的渗透率影响不大,残余气对水相渗透率影响显著。

地下储气库作为一种高效的天然气存储设施被广泛应用,其中凝析气藏改建的储气库占很大比例。针对由弱边水凝析气藏改建的储气库,分析了采气过程中的相态变化,通过气藏工程方法及物质守恒原理,建立了考虑气藏弹性能、油环油、边水水体、反凝析等因素的物质平衡方程式,进而建立了水体能量与压力变化图。结合某储气库地质资料与运行动态数据,对其水体能量及水侵量进行了计算评价,从而为凝析气藏改建储气库的水侵量评价提供了理论依据。

为了研究大尺寸管柱造腔方式在我国特殊地质条件下的适用性,以我国某盐矿多夹层含盐地层为造腔目标,设计多套造腔地质方案开展模拟预测,分析其现场应用的可行性,并对造腔速率、耗电量等进行对比分析,同时对单井建腔的钻井、造腔、注气排卤等工程费用进行测算。结果表明:在特定的地质条件下,建造单腔有效体积38×10⁴ m³ 的盐腔,大尺寸与常规尺寸造腔管柱组合的造腔方式相比,可以节约工期约30%,降低能耗约58%,节约单井建腔投资约17%。因此,大尺寸造腔管柱组合的造腔方式在加快造腔进度、节约成本、降低能耗方面具有明显优势,有必要加强攻关研究与推广应用。

国内盐穴储气库造腔层段岩性复杂,不同深度存在不同厚度的夹层,夹层厚度从1 m 至 10 m以上,造腔结果相差较大。以金坛储气库8 口造腔井为例,通过造腔参数分析,研究不同夹层处理工艺下的造腔效果,总结出多夹层盐岩段造腔工艺技术方案:使油水界面在夹层上部且距离夹层至少3~4 m;当油水界面在夹层下部时,控制油垫厚度小于0.1 m 且腔顶直径不要太大;当前阶段油水界面位于夹层下部且腔体需要扩容时,将油水界面调整至夹层上部;当处理腔体下部夹层时,使内管位于夹层下部,至少在夹层位置。上述技术方案可为其他盐穴储气库建设提供参考和技术支持。

大型水封洞库建设的成败在于水幕系统的建设,水幕系统用于改善储油洞室周围的水封条件,提高储油洞室的密封性。在水幕巷道挖掘完成后,需要通过试验检验水幕系统的水力联系,根据试验结果确定是否需要增设水幕孔数量,以确保洞库的水封效果。以某地下石油储备库水幕系统的建设为例,详细阐述水幕系统有效性试验的前期准备、试验步骤、数据采集与解译,给出了水幕系统连通性综合判定原则,通过比对有效性试验实测的孔隙水压力值和水封状态下的理论值,评价水幕系统的连通性,并提出水封效果的改善方法,可供业内同行借鉴。

根据系统可靠性理论,借鉴电力系统可靠性的研究成果,对天然气地下储气库可靠性评价进行了初步探索,从安全运行方面研究,确定了天然气地下储气库系统可靠性参数,包括故障率、可靠度、可用度,提出了相应的计算方法;从用户需求方面研究,建立了天然气地下储气库系统可靠性评价指标,包括缺气时间概率、缺气时间频率、缺气时间期望值、缺气平均持续时间、缺气量期望值、系统缺气量指标、停气影响严重性指标,形成了相应的计算方法。可以根据停气影响严重性指标划分天然气地下储气库系统的可靠性等级,为决策者提供制定方案的依据。

为了研究盐穴储气库溶腔过程中不同排量对排卤浓度及腔体形态的影响规律,通过对溶蚀速率公式的推导及变形,分析了排量与排卤浓度及造腔体体积的相关性,而后利用WinUbro 造腔数值模拟软件建立了理想的腔体模型并赋予其一定的假设条件进行对比分析。为了验证所得结论的可靠性,对金坛现场溶腔井进行数据统计与整理,对各个溶腔阶段进行对比与分析,并以部分井的典型阶段为例进行详细分析,所得结论与理论分析一致,即溶腔时注淡水排量越小,排卤浓度越高,腔体形态越规则。

针对静电对原油输油站日常安全运输与储存构成危害的问题,从静电来源入手,分析储运设备、原油流动状态、雷云天以及工作人员等方面产生静电的机理,提出了以下防范措施:在仪表电器设备上安装防静电装置;避免原油与水、空气相混合,原油流速与管径大小相符,防止流态变化过大;雷雨天气检测设施接地或跨地设施,安装避雷针;检查储油罐封闭性并及时维护,建立地下储油罐和管道;金属管道、储罐设备按标准接地;输油站工作人员严格遵守站场防静电的各项规章制度,将人为生电的威胁降到最低,完善各环节防静电措施,确保输油站安全正常运行。

添加降凝剂是改善原油低温流动性、提升管道安全性的主要途径,而纳米降凝剂因其结构的特殊性降凝降黏效果更好,稳定性更强,适用的含蜡原油范围更宽。任京输油管道通过添加纳米降凝剂,实现了高碑店热力越站,且在低于规程规定的输量下运行,大幅降低了管道运行能耗。两次停输再启动试验结果表明:在7― 9 月试验工况条件下,添加纳米降凝剂延长了任京输油管道的安全停输时间,大幅降低管道运行能耗的同时,提高了管道运行的安全性。

对比分析了国内规范与ASME 规范关于油气长输管道应力分析的评价标准。针对油气长输管道,两个体系的规范都遵循强度理论制定管道应力评价标准。ASME 规范按照受约束与非约束管道制定了管道应力的校核标准,国内规范按照一般地段、穿越地段和跨越地段3 种管道敷设条件分别制定了管道强度的校核标准,在一定程度上参考了ASME 规范的相关规定。对比两个规范体系,最新版本的ASME 油气长输管道规范对油、气管道应力校核标准趋于一致,而国内规范更新相对滞后,输油与输气管道的校核标准不统一,且缺少对输油气管道不受约束条件下的热胀应力规定,存在改进的空间。建议跟踪ASME 规范,尽快修订国内相关标准。

通过管道震动加速度动态实时监测和管道本体变形实时监测相结合的方法,对受爆破影响区域的管道进行监测,并通过数据处理和分析,得到了爆破发生时管道的最大震动加速度和速度,以及爆破发生时刻和爆破前后的管道本体实时应变。结果表明:爆破时,垂直于管道的水平方向冲击最大,但与之相关的最大震动速度远远小于安全指标,平行于管道的水平方向和垂直于管道方向的加速度测量值较小。爆破对管道的变形有一定影响,但这种影响极其微弱,对管体不会产生破坏性影响。综合管道动态监测结果和管道本体应变监测结果表明,在与管道垂直距离 200 m 外及相当的爆破能量下的爆破对管道本体的影响极其微弱,管道处于安全状态。

目前在国内石油天然气行业各类标准和手册中,对于站场仪表空气系统的规定较少,为规范石油天然气站场仪表空气系统的设备选型和设计方案,结合国内外仪表空气的相关标准规划和工程经验,阐述了石油天然气站场仪表空气系统的主要构成和设备选型的基本方法,根据气体状态方程推导出仪表空气系统风量和干燥空气储罐容积的计算公式,表明了仪表空气的关键质量指标,为石油天然气站场仪表空气系统的设备选型和设计提供了基本方法。

针对大坡度隧道内斜坡运管及管道安装困难的问题,通过多次模拟试验,研制出多功能管道运送组对小车,其采用遥控装置控制,液压升降装置具有横向和纵向调节能力,可以满足管道隧道内布管、卸管、组对等要求,成功解决了陡坡隧道内管道安装的施工技术难题。详细介绍了该方法的施工过程,西气东输二线工程东段第28 标段密岭1^#隧道管道施工使用该方法,比原计划提前16 d 完成施工任务,相比传统的施工方法,有效缩短了工期,降低了施工成本,可以为类似的隧道内管道安装工程提供指导。

重大复杂项目通常采取EPC 模式,设计企业现场办公有利于各方及时沟通协调并提供技术服务。采取联合体形式在现场进行勘察、设计及服务工作,可以充分发挥EPC 的设计优势,提高工程质量和加快工程进度,但由于牵涉单位、人员较多,专业背景相对复杂,对设计管理提出了巨大挑战。通过对中缅油气管道(国内段)第1、5 标段设计联合体现场办公管理进行分析,提出了联合体现场办公的优缺点及管理工作的基本要求和主要内容,对今后类似项目管理具有借鉴意义。

为了研制海底管道漏磁检测器,使用陆上管道漏磁检测器对海底管道的磁化效果进行研究。利用Ansys 有限元仿真软件分析了海底管道厚壁管、混凝土配重层、双层管对漏磁场的影响。小口径漏磁检测器用于海底双层管检测时,被测管壁的磁场强度可达漏磁检测磁场要求阈值下限,需要改进。大口径漏磁检测器用于海底管道检测时,管壁的磁场强度能够达到漏磁检测的要求,缺陷信号量化和识别精度亦能够满足漏磁检测器的设计要求。研究成果对指导海底管道漏磁检测器的开发具有重要意义。

在深水气田开发过程中,传统的乙二醇再生工艺没有脱盐除杂质过程,导致再生装置出现严重的腐蚀结垢问题。介绍了一种国外广泛应用的新型乙二醇再生工艺方法:将含盐乙二醇溶液在真空下蒸发,得到无盐的乙二醇贫液。该工艺极大地缓解了腐蚀结垢问题,但由于高温、负压、氯离子等因素的影响,新型乙二醇再生装置的腐蚀结垢问题依然存在。由此,指出腐蚀抑制剂的正确选用是解决腐蚀结垢的首要因素,提出了防腐剂的选用原则。乙二醇再生装置腐蚀问题的解决,不仅可以延长管道及设备的使用寿命,而且促进新型乙二醇再生工艺在国内广泛应用。

锅炉"煤改气"项目是我国"十二五"规划的重点工程之一,是治理煤烟污染最为便捷有效的途径。从经济效益、环保效益等方面出发,以西安市为例,简要论述锅炉"煤改气"市场发展,并对燃煤锅炉和燃气锅炉的主要技术指标进行详细对比分析,指出在燃煤锅炉拆改过程中常见的问题,将合同能源管理的理念引入锅炉"煤改气"项目,结合项目实施过程中各方遇到的问题,科学选择合同能源管理模式——节能效益支付型模式,有效规避用能单位和节能服务公司的风险及业务冲突,解决用能单位遇到的困难,并提出合理化改造建议,通过简要的经济可行性分析得出,应用合同能源管理最终能够实现多方共赢。

在役管道非开挖外检测技术是在地面直接针对管道管体缺陷进行检测的技术。介绍了瞬变电磁(TEM)、磁力层析X 射线摄影技术(MTM)、NoPig 三种适用于在役管道的非开挖外检测技术,分析了其检测管道腐蚀的基本原理,说明了各类智能装置的组成和工作过程,介绍了工程应用的情况,并对其适用性和局限性进行了系统性分析。TEM、MTM 和NoPig 三种技术利用电磁原理针对金属管体进行地面检测,均具有不开挖管沟、不破坏管道外防腐层、不影响管道运行等显著优点,但从应用现状看,在抗现场复杂环境干扰、数据结果的可靠性等方面,尚需大量实践经验积累。

针对拱顶罐传统清洗工艺能耗高、风险系数高、清洗周期长、人工劳动强度大、环境污染重等弊端,研发了拱顶储罐可视化机械清洗技术。其工艺原理:利用设备的抽吸过滤、加压加热循环、可视化喷射等对罐内非流动性油品进行溶解回收,最后通过热水将罐内表面清洗干净,使罐内可达动火检修的要求。现场实践应用证明:与原有清洗工艺相比,该工艺清洗工期缩短为原来的60%,罐内油品回收量增加了98%;同时,该工艺在安全风险、人工劳动强度、环境污染程度及施工成本等方面都有大幅降低。

针对某些油罐无法采用机械清洗或油罐经机械清洗后罐内仍剩余大量油泥的情况,研究引进了液压机器人系统和高压水射流清洗系统相结合的方式,解决了传统的纯人工油泥装袋外运清理作业劳动强度大、作业工期长、危险程度高等难题。在液压机器人系统和高压水射流清洗系统相结合的整个系统中,以液压机器人为主体,高压水射流为辅助,喷射高压水对罐底油泥进行搅拌流化,并有效减小油泥与储罐底板的摩擦力。该方式大大提高了机器人罐内清理油泥效率,同时实现了油罐清洗过程的机械程度与安全程度的最大化。

为了解决漠大管道冬季维抢修常规装卸和运输方式无法保障设备安全完好地运送至抢修现场,同时现有抢修方式存在设备准备时间长,作业现场设备放置散乱的问题。提出了维抢修设备集装和模块化管理模式,将主要的维抢修设备按用途分为抽油泵、带油带压堵漏器和堵漏卡具,轻便储油罐、燃油化冰机和燃油冰钻,灭火器和油锯,管口加热器和管口消磁机,液动扳手、瓦奇液压站和帐篷,发电机、夹板和法兰短接,瓦奇渣浆泵、海洋王灯具、电缆和配电盘等进行优化集装和模块化管理。通过设备集装的保温、集装的整合和固定,以及集装冬季非常规爬犁拉运进场方式,达到了漠大管道冬季迅速应急响应的要求。集装和模块化管理可为其他边远地区管道的维抢维作业提供借鉴。

开始于1998年的欧盟整体的天然气产业链结构改革已历时16年,特别是2009年后进入快车道.欧盟的3个天然气指令和两个天然气管网管理条例奠定了管输管理新模式的基础,加之建立监管机构、划定自主改革区域及加快基础设施建设,为新模式的推进提供了保障.一系列管网规则之中的欧盟管输管理新模式在不断完善之中,目前主要体现在:在管输费规则上,欧盟力推更能反映成本的“入口/出口”管输费体系,各国操作以收取管输容量费为主,有的兼收管输使用费,但各国具体办法差异仍较大;在管输能力分配规则上,欧盟通过拍卖机制分配其互联点上的管输能力,管输产品亦呈现不同的期限与“可靠性”;欧盟采取的“超额认购-回购机制”与“非用即失机制”等管输拥塞管理机制可以提高管网系统使用效率,减少管输拥塞;欧盟采取的“管输平衡机制”,可以提高管网系统的安全高效性,并促进天然气的短期交易.

针对海上油田储油平台海洋储罐的特点,从RBI技术出发,结合近几年国内海洋储罐发生的失效案例,深入分析了基于RBI原理的海洋储罐评估过程,详尽论述了对国内海洋储罐开展RBI评估的必要性.风险由失效概率和失效后果两个因素决定,与失效概率密切相关的参数包括通用失效频率、损伤因子和企业管理系数;海洋储罐不仅具有陆地储罐所不具备的特定失效后果,而且失效后果的严重性也比陆地储罐高一个数量级,其设备维修费、停产损失费、环境清理费、环境处罚费巨大.将RBI评估运用在海洋储罐上,其作用主要体现在检验周期的优化和检验策略的制定两个方面.建议制定专门针对海洋储罐的相关RBI技术规范,研发评估软件,建立风险评估档案,实现精确的定量RBI评估,为海洋储罐在工程应用中积累案例和数据.

落锤撕裂试验(DWTT)断口形态是油、气管线钢管断裂控制的重要表征.确定应力状态、服役温度和材料结构对X100钢管DWTT断口形态的影响规律,建立DWTT断口形态与X100钢管断裂行为之间的关系,对X100钢管的断裂控制和服役安全具有重要意义.采用DWTT对比研究了人字形和压制V形两种不同缺口类型下,X100钢管母材和X100焊缝两种材料在系列温度下的断口形貌,探讨了缺口类型、材料、温度对DWTT断口形态的影响.结果表明:与压制缺口试样相比,人字形缺口试样的断口有较多的起裂解理和断口分离,较少的逆向解理断裂、延性断裂和剪切唇;与室温相比,低温断口有较多的起裂解理,较少的延性断裂和剪切唇,同时,随着试验温度的降低,断口分离长度和逆向解理断裂面积呈先增大后减小的变化趋势;与焊缝相比,母材断口有较少的起裂解理和逆向解理,较多的延性断裂和剪切唇,断口分离发生于母材中.

为了研究机械喷丸对X80管线钢疲劳性能的影响,利用气动式喷丸机对X80管线钢试样进行机械喷丸处理,对机械喷丸前后单联中心孔试样小孔两侧残余应力分布进行测试,探讨机械喷丸时间对X80管线钢疲劳寿命的影响,分析机械喷丸前后单联中心孔试样疲劳断口形貌.试验结果表明:机械喷丸后,X80管线钢表层分布高幅值残余压应力,表层残余压应力分布显著降低了疲劳裂纹扩展速率,疲劳寿命明显提高;通过扫描疲劳断口,发现未喷丸处理试样的疲劳裂纹源位于孔壁上表面的尖角处,而机械喷丸试样的裂纹源逐渐转移到强化层以内.在疲劳裂纹稳定扩展区,疲劳条带间距随着机械喷丸时间的增加而减小,说明机械喷丸有效降低了管线钢疲劳裂纹扩展速率,改善了X80管线钢的疲劳特性.

为了研究体积型腐蚀缺陷对油气管道剩余强度的影响,以含点蚀缺陷、轴向槽状腐蚀缺陷两种体积型缺陷的油气管道为研究对象,通过SolidWorks建立几何模型,并导入ANSYS软件进行有限元分析.采用管道缺陷评价计算方法RSTRENG 0.85dL对各模型的有限元分析结果进行评价,误差均在可接受范围内,验证了采用有限元方法分析腐蚀缺陷参数对管道剩余强度影响的可行性.进一步计算得到了管道失效压力随载荷及腐蚀缺陷各参数的变化规律,得出各参数对油气管道剩余强度的影响.结果表明:腐蚀缺陷深度对管道剩余强度影响最大,腐蚀缺陷轴向长度的影响次之,而腐蚀缺陷环向宽度的影响很小,可以忽略.

再冷凝器是LNG接收站再冷凝工艺的核心设备,既可以冷凝系统产生的BOG,也起到高压泵入口缓冲罐的作用,因此再冷凝器的工艺与控制对于接收站的稳定运行具有至关重要的作用.通过对山东LNG接收站再冷凝器工艺流程及主要参数的阐述,对其控制系统的4个主要控制方面进行了简要分析,并在此基础上提出了针对再冷凝器控制系统优化的两项改进方案:工艺上应该设置有高压泵最小回流至储罐的旁通管道和控制阀门,从而保证再冷凝工艺和接收站稳定运行;控制上可以增加高压泵最小回流线上流量监测和控制,以保证再冷凝器中不会发生由物料不平衡引发的压力和液位波动.

川气东送管道站场、阀室大量采用一体式焊接截止阀作为压力或气体取样的根部接口阀,自投产以来,多次发生阀杆微漏,若处理不及时,持续泄漏会造成爆炸、火灾等安全事故.根据川气东送管道站场的泄漏状况,在投产初期采用更换阀门方法不可取的情况下,采取不停输带压堵漏技术.通过对现场泄漏状况的勘查,进行专用夹具的设计、制造,并在实验室内模拟现场压力表根阀泄漏后的带压堵漏治理,取得了良好效果.经现场实际应用,成功解决了困扰输气生产过程中一体式焊接截止阀阀杆泄漏的难题.

为提高应急决策的合理性和科学性,有效控制油品泄漏后的扩散范围,降低泄漏导致的环境污染后果,将量化风险评价技术中的泄漏量预测模型、环境敏感性分析技术中的流体扩散模型以及国外关于特殊环境下油品泄漏量与扩散速率的经验算法有机结合,建立了一套用于预测站场内储存设施、干线管道等在不同泄漏模式下的泄漏量、溢油扩散轨迹及每一时间段对应的油头位置的模型,有效地指导了溢油拦截点的选取和油品回收工作的开展.该技术可以有效地提高应急物资准备、周边应急力量调配的合理性和科学性,对于应急方案的编制和紧急状态下现场的应急指挥具有指导意义.

正确预测储油罐收油作业时爆炸危险区域的范围,对确保油库运行安全具有重要意义.通过建立储油罐气体扩散的数学模型和物理模型,采用数值模拟方法,综合考虑油料性质、泄放速率、泄漏口形状与位置以及气象因素的影响,模拟了储油罐收油作业真实场景下油气的扩散过程;给出了环境温度为25 ℃、距地面2 m、风速为3 m/s、大气稳定度为D、环境湿度为75%、流量为200 m³/h时,汽油储罐的危险区域范围.在罐顶作业时,距罐顶的垂直距离为0.823 m,距透气阀中心8.242 m的范围内均为危险区域.将数值模拟结果与经验公式计算结果进行比对,前者更接近实测值,进一步验证了该方法的准确性.

为解决我国目前成品油二次配送环节损耗量巨大的问题,分析了在旧管理模式下,即罐车油品质量计量交接模式下成品油二次配送环节的现状及产生非正常损耗的原因.研究制定了通过采取加油站地罐体积计量交接管理模式治理成品油二次配送环节损耗的方法,论述了实施应具备的条件、地罐标定的方法选择、加油站接卸油品流程设计、可能存在的问题及避免措施等具体问题.从制度上最大程度地减少人为因素的影响,堵塞管理漏洞,使二次配送运输损耗率由之前0.7%左右的不可控状态降低到0.2%甚至更低的合理、可控范围.理论与事实证明,加油站地罐体积计量交接管理模式是一种科学、有效的管理模式.

基于面向服务架构集成服务总线技术与面向对象管道模型技术,构建了开放、互联的油气管道SCADA系统软件,并从系统架构上设计了GIS与SCADA系统数据通信机制,利用GIS空间分析功能和油气管网SCADA调控业务计算结果,对整个油气储运生产运行过程的主要参数、管道信息、设备运行状态进行动态监测,利用地理信息系统全景展示油气管道运行状态,扩展油气管网调控业务应用,实现泄漏分析、应急处理等.

近年输油管道泄漏事故频发,为更好地处置输油管道泄漏事故对河流污染造成的环境影响,预测输油管道泄漏后油品在河流的溢油进程十分关键.基于河流水体环境特点及河流环境溢流特点,比选出合适的基本控制方程及水动力数学模型,同时选择符合河流特征的溢油扩散、漂移及风化模型,模拟溢油运动与归宿;改进了Fay模型、简化了Navy漂移模型,建立了新的河流溢油环境影响评价模型,开发了河流环境影响评价计算软件,并应用于实际河流水体现场,证实了该模型和软件的适用性.

研究了中控调度岗位的主要危害因素与原因,提出了风险控制措施,首次对油气管道远程操作与控制的中控调度进行了岗位因素辨识.针对油气管道中控调度岗位特点,介绍了远程控制的优势,从计划方案、调度命令、交接班等方面分析了中控调度工作中存在的主要危害因素,结合电网调度和油气管道风险管理,提出了产生危害因素的主要原因.通过分析研究,给出了中控调度工作风险控制措施,强调了安全意识、风险识别、交接班等方面的重要性.通过定性分析风险防范措施,为油气管道中控调度工作提供了较好的风险预控体系,对今后管道中控调度工作风险预警及事故处理提供了有效参考.

介绍了管道结露的原因和纳米气凝胶的特点,给出使用纳米气凝胶进行管道保温的方案,并与使用常用保温材料的方案进行对比.应用有限元分析软件,建立管道二维轴对称几何模型,模拟不同保温方案下管道的温度场分布.将管道简化为一维模型,计算各个保温方案下的管道外壁温度.在不同环境条件下,纳米气凝胶、保温橡塑、聚氨酯发泡保温材料3种保温方案的对比结果表明:达到同样保温效果时,纳米气凝胶所需的厚度最小.3种保温材料的施工性能和经济性对比结果表明:纳米气凝胶保温毛毡易于施工,省时省力,寿命长,但造价较高.采用纳米气凝胶保温方式,可以有效解决管道结露问题,节约冷量,保障管道的长期安全运行.

管道通过山区需修建大量隧道,因地质和施工条件等因素,时常出现因工期滞后而制约管道按期投产的问题.介绍了喷锚衬砌技术的国内外发展现状,讨论了油气管道隧道工程引入喷锚衬砌技术的必要性,并依托中缅油气管道隧道工程,通过岩鹰山隧道不同围岩级别的试验段,提出了油气管道隧道采用喷锚衬砌结构的设计、施工方法和相关支护参数,同时分析了其经济优势和工期优势,以供设计和施工参考.

多年冻土对埋地管道的危害极大,严重影响管道的运行安全,同时对周围环境造成破坏.利用有限元分析方法,综合考虑环境温度季节性变化及冻土的相变问题,对多年冻土区间歇性运营的埋地输油管道不保温时的冻土融化深度进行分析计算,论证了管道保温的必要性.分别计算了采用聚酚醛、硬质聚氨酯泡沫塑料和软质聚氨酯泡沫塑料3种保温方案时的融化深度,并对比保温效果,进而对冻土区管道保温方案的设计提出建议.

针对目前没有立式锥底罐变壁厚锥底板设计公式和相关规范的现状,根据回转薄壁壳体的应力计算公式,基于无弯矩理论推导了锥底板在液压作用下的厚度设计公式.有限元数值计算结果表明,锥底罐在锥底与罐壁连接处(大角缝)应力集中程度比较严重.类比球罐设计用弧形母线回转薄壳代替原来的直线母线回转薄壳,并推导了其厚度计算公式.以3 200 m³立式锥底罐的设计为例,采用有限元软件ANSYS分别建立了两种锥底结构计算模型,并对计算结果进行对比分析.研究结果表明,弧形板锥底罐罐体应力值和变形量明显小于直板锥底罐,且大角缝处应力集中程度显著降低.此外,进行了不同长度弧形板锥底罐的数值计算,探寻了弧形板长度与应力和变形的关系.

国家石油天然气大流量计量站采用直排检定工艺进行流量计检定,在乌鲁木齐分站工程可行性研究过程中,发现检定工况存在高压、大压差、直排管道工艺复杂、温度不稳定等技术难题.基于此,从调整分站压力、流量和计量系统入手,提出了一套天然气计量直排检定工艺优化方案,同时需要注意以下几点:流量调节过程中,分、调流系统和压力调节系统之间相互不影响;在设计过程中,应以“等压切换、分流调节”作为操作原则;分流、调流操作应能较快调节至各流量检定点,并使流量在短时间内稳定;不改变原有直排管道工艺、调压工艺和计量方式;利用直排管道原有计量调压设备,减少投资.该工艺计量站的推广应用,可为国内计量检定站设计提供借鉴.

在天然气末端输配气站,多用户共用调压系统是较为常见的工艺设计.随着乡镇小民用气等小流量用户和CNG 加气站等间歇用气用户(以下简称特殊用户)日益增长,其部分用户出现了较大的计量输差.通过分析和原因排查,确认此类用户较大输差是由于计量仪表自身单向计量特性和受局部气流反向的影响所致,而局部气流反向则与共用调压系统的大流量用户的流量变化密切相关.对此类用户增设了单独的调压阀或单流阀(止回阀),其输差水平均大幅下降并回归正常.通过两个典型案例,揭示了多用户共用调压系统造成特殊用户形成较大计量输差的过程,指出特殊用户应设计单独的调压阀或单流阀,用于防范计量风险.

为减少能源损失,满足生产工艺需要,炼厂内的大量管道都包覆了保温层.确定保温材料与保温层经济厚度是降低管道运行成本的重要问题,针对炼厂内的高温架空管道,建立了以保温层厚度为决策变量,外表面温度及保温效率为约束条件,年管道总费用最小为目标的管道保温层优化配置模型.以华南地区某炼油厂一条保温管道为例进行了优化研究,优选出年热力费用与投资费用总和最小的保温材料仍为现有材料岩棉,但确定的经济厚度为120 mm,较原来的150 mm厚度减少 30 mm.基于不同外表面温度下保温层厚度与散热量的关系,以及不同材料的保温层厚度与保温效率的关系,可根据管道运行实际情况及保温材料类型,设定适宜的最高表面温度和保温效率进行计算,从而得到最适宜的保温层.

管道燃气轮机驱动压缩机组现场自带的防冰系统在运行过程中存在可靠性低,能耗大,燃机进气滤芯结霜、结冰等问题.为了对现有燃气轮机的压气机进口空气防冰装置进行改进与优化,结合理论计算与现场研究,设计出一种燃气轮机节能型进气防冰装置:通过做功后的燃气回流,加热燃气轮机进口空气实现防冰目的;通过引入手动阀门、引风机控制燃气回流量,代替原理较为复杂的自动阀门控温.改进后的经济性分析结果表明:与原装置相比,新设计防冰装置具有节能、控制系统简化、可靠性提高、防霜等优点,对提高管道压缩机组运行管理水平具有重要作用.

日东管道多处与高压线并行、交叉以及与电气化铁路交叉,面临较大的杂散电流干扰腐蚀风险.使用SCM杂散电流测试仪对日东管道进行检测,结果表明:高压线产生的杂散电流对管道产生很大的干扰,当高压线路与管道夹角和高压线路输出电压分别相同时,随着高压线路与管道距离的增长,高压线路对管道的影响程度呈降低趋势;管道与电气化铁路交叉处亦存在很大的杂散电流干扰.基于此,提出管道铺设应避开高压线路和电气化铁路或保持安全距离,分析了不同排流保护方法的优缺点,并提到极性排流和负电位排流相结合的方式,指出不同管道应根据实际情况选用适宜的排流方法.

在国家政策大力支持的大背景下,随着低空空域管理的改革,通用航空产业将快速、健康、有序发展,势必成为继干线机场、支线机场之后另一个迅速崛起的朝阳产业。在通用航空市场,我国与国外成熟发达国家相比,无论从通用航空器数量还是从通用航空飞行总量来看,目前仍有较大差距,具有很大的发展潜力。我国通用机场的航油保障存在一系列问题,保障体系需进一步完善,供需矛盾突出,无统一的价格体系,以及运输、储存、加注设备的安全性有待提高。基于此,提出通用机场供油发展思路:在干线、支线机场成熟的航油保障模式的基础上,依托成熟的运输机场航空航油供应网络保障通用机场航油供应,逐步建立一级、二级配送网络,同时建立通用航空的航油价格体系和行业监管体系。

管道废弃是管道全生命周期管理不可缺少的环节,是管道运行维护的重要组成部分。针对如何科学判定老龄管道是否废弃,即管道判废问题,开展了全面的调查研究。通过对国内外相关法律、标准、案例及专家问卷调查结果进行分析,得到了国外管道废弃判定的主要依据:资源和市场、运行的经济性、管道的安全状况。当前,国内开展油气管道判废研究,需要重点解决3个关键问题:判废启动条件、判废工作流程、判废准则,即基于管道运行风险和管体完整性状况,建立管道技术状态、运行风险的可接受指标,提出管道判废评估方法和准则。

随着大规模高含硫化氢(H₂S)天然气田的开发,用于酸性油气田的非金属管材备受关注。非金属管在应用过程中存在诸多问题:缺乏适用性评价技术及选材规范,接头连接易失效,非金属管压力等级评定不合理,气体渗透机理与规律不明确等。对上述问题进行了原因分析,进而提出了非金属管在酸性环境中应用的建议:提高抗硫非金属管的管体与接头制备技术水平,制定酸性气田用非金属管的相关标准规范,完善非金属管材在酸性环境中的长期服役评价技术,开展抗硫非金属管的现场应用及其配套技术研究。

从井组试验到大规模开发,我国煤层气产量近10年来增长迅速,在煤层气集输方面初步形成了适合煤层气特点的集输工艺技术。阐述了国内煤层气发展历程,分析了沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、沁南煤层气田樊庄区块、鄂东煤层气田韩城区块等国内典型煤层气开发项目的集输管网形式、工艺流程;总结了目前煤层气地面集输存在的问题,包括集输压力、气体净化、井间压力平衡、产出水处理等问题,并针对性地提出下一步研究建议。

为了深化管道资产完整性管理,提升完整性管理在应急决策过程中的支持作用,研发了基于完整性管理的应急决策支持系统,搭建了管道地理信息基础数据库、管道运维动态数据库,为高效开展完整性管理、应急管理、管道管理提供业务支持。该系统利用分布式架构,充分利用保密处理技术、专网分离技术,在管道数据安全受控的基础上完成了基础地理信息、应急管理信息、管道隐患管控、水工保护管理、在线数据维护等子系统的功能开发,通过应急管理智能化、风险管控动态化等理念的实现,提升了系统功能与管理需求的契合度,以及管道的应急决策支持水平。

储气库业务涵盖地质、钻井、地面工程及经济评价多个领域,其数据信息量大、资料数据众多,建立储气库信息数据管理平台十分重要。基于中国石油储气库业务生产需求,运用Oracle数据库和.Net技术设计研发了中国石油地下储气库信息数据管理平台。该平台主要包括数据采集、数据处理、数据审核、数据查询、报表查询、曲线查询、系统管理等7个功能模块,可实现对已投运储气库(群)静/动态数据采集、存储、计算、统计及分析等,保证储气库业务信息管理的规范性、系统性及科学性,同时可为储气库的设计、评价和运营管理提供有效的技术支持。

甲烷可以与水形成由大、小孔穴构成的Ⅰ型水合物,该过程受温度的影响。采用分子动力学(MD)模拟方法,在等温等容(NVT)模拟条件下,研究了温度变化对水合物晶体及其中大、小孔穴结构及稳定性的影响。通过分子模拟分析晶体构型、氧原子均方位移、甲烷分子位移和相互作用能,结果表明:水合物晶体的稳定性受温度的影响较大,且其主要由大孔穴的稳定性决定;温度对大孔穴的结构及稳定性的影响较大,随着温度的升高,大孔穴稳定性明显降低,笼形结构变形增大,甚至出现坍塌,导致水合物分解;温度对小孔穴结构及稳定性的影响较小,相同条件下水合物中小孔穴的稳定性高于大孔穴的稳定性。研究成果可为水合物形成过程的控制、水合物快速分解、水合物稳定储存等提供理论基础。

为了降低管道运行能耗和环境污染,对西部原油管道进行节能减排优化,并采取了以下改进措施:按无节流阶梯输量下优化配泵方案计划油品外输;对干线分输方式进行优化改造,采取输油主泵前生产库分输方式;冬季运行时,首站加热炉燃油改天然气;在首站原有加热系统基础上,增加一套油油换热器;控制冬季油品外输热处理温度,优化加热炉配炉等,从而有效地减少了全线耗电量和加热炉耗油气量,降低了压能和热能损失,节约了管道运行开支,缓解了管道运行压力,降低了管道运行风险。

油气管道腐蚀作用机理复杂,诸多因素存在模糊性与相互关联性,对管道腐蚀速率的有效预测存在一定困难。运用具有处理线性和非线性因素能力的灰色线性回归组合模型对油气管道腐蚀进行建模,并引入BP人工神经网络模型对组合模型的残差进行修正,以进一步提高预测精度。将所建模型应用于某油气管道腐蚀速率的预测中,结果表明:所建灰色线性回归组合模型在对油气管道进行腐蚀预测时,既充分考虑到了原始数据的线性因素,又考虑了其非线性因素,预测效果较好,同时适用于解决其他复杂腐蚀体系的预测问题。

介绍了自主新建油气管道现场试压排水工艺的原理,设计和建造了国内首套油气管道试压水排放试验系统。该系统可用于模拟新建油气管道水试压后的排水过程,能够选用不同缓冲罐储气压力、流量、试压水含气量、排水管口径进行试验,从而为研究试压排水过程中相关参数对排水压力的影响提供了试验手段。为了确保试验的准确性,对整个试验系统包括试验管道和相关设备进行调试,然后再进行试压排水试验。该试验系统的观测段采用高速摄像记录管内流体的流动状态及清管器的运动情况。试验结果表明:在进行注气推球排水的两相清管试验时,管道末端会出现压力脉冲现象。

针对大型原油罐区数据采集监控系统(SCADA)数据统计能力差以及因运算容易产生宕机的问题,提出了一种融合OPC技术标准和MODBUS工业总线的新型原油库区库存监控系统。SCADA系统通过MODBUS总线采集现场储罐重要数据并直接显示,不进行数据统计运算;计量软件TankMaster同步采集原油储罐所有运行数据,进行复杂的后台数据运算后,将运算结果以OPC的方式发送到SCADA。该监控系统充分利用了数据采集控制系统SCADA和计量软件TankMaster的各自优势,实现了数据通信、数据处理、数据显示的多重冗余,同时大大减少了SCADA的运算量,提高了数据采集的可靠性和稳定性,为提高SCADA的数据运算能力提供了一种新途径。

为了提高站场工艺设备管理的科学性,将工艺设备按照重要程度的不同进行分类管理。确定站场工艺设备重要评价因素,主要为安全环保和生产运行两类因素及多项子因素,采用改进后的层次分析法,计算各层级指标因素权重系数及分值,制定工艺设备重要度评价准则。按照制定的评价准则对试点输气站工艺设备进行评价打分,按照"二八原则"确定高、中、低风险设备,设备风险等级分类结果比较符合实际情况,这表明:制定的工艺设备重要度评价准则合理、可行。对优化工艺设备维护维修管理提出了建议:对于高风险设备重点管理,采取状态监测和定期维护相结合的管理方式;对于低风险设备采取事后维修或定期维护保养的管理方式;对于中风险设备的管理方式介于二者之间;优化ERP设备故障词典。

随着西气东输管道运行时间的增加,其压缩机组故障率大幅增加,孔探检测在压缩机组的维检修中发挥了重要作用。孔探检测是一种简单、有效的无损检测技术,利用工业内窥镜对压缩机组内部结构进行检测,及时发现设备缺陷,评估设备的整体性能,为压缩机组的维检修提供依据。孔探技术在西气东输管道主要应用于压缩机组燃气轮机叶片、燃烧室、进气短节检查中,通过对压气站典型故障案例的分析,总结了孔探作业中可能存在的风险,提出了孔探作业过程中应注意的问题,并探讨了孔探技术未来发展方向。

中国新疆阿拉山口口岸通过铁路进口哈萨克斯坦共和国石油及石油产品,但两国铁路轨距不同。为了控制两国贸易结算过程中的换装损失,对中国与独联体国家石油静态计量标准体系在现场检验、品质检测及数量计算等方面进行标准方法和实际检验结果的对比。结果表明中国与独联体国家在石油静态计量标准体系方面的理论和实际操作方法均存在差异:现场检验方面的差异通过批次检验基本可控制在1‰以内,品质检测方面主要应注意水分检测结果的差异,而数量计算方面则在不同计量温度和不同标准下呈现出不同的规律。在贸易合同质量、数量交接条款洽谈中,应该依据上述差异,规避贸易损失,尽量争取有利于维护国家和企业利益的条款。

煤层气集输管网复杂,包含了大量数据和多种学科领域的交叉。针对煤层气集输管网地域广、地形复杂、系统要素多、管理难度大的特点,以沁水煤层气集输管网为研究对象,将三维GIS技术与集输管网相关情况相结合,建立具有编辑、查询、分析、可视化等功能的集输管网地理信息系统数据库。通过三维GIS与仿真模拟软件相对接,实现了煤层气集输系统的模拟与优化,为煤层气集输管网的规划设计、操作控制及调度管理提供指导意见。

通过对液压自爬模技术进行技术改造,对管道跨越悬索桥大型主塔建造进行工艺创新,总结了液压自爬模系统安装、主塔浇注成型的工艺流程,明确了主要操作要点及质量保证措施。基于充分保证施工安全的考虑,提供了爬模受力构件安全校核的理论公式和经验公式。结果表明:改造后的液压自爬模施工技术完全能够适应大型管道悬索跨越主塔施工,也可应用于其他管道跨越高耸混凝土主塔施工中。工程实际应用结果表明,该技术可以提高施工工效,同时能够使混凝土主塔具有良好的外观和强度,可以为管道跨越混凝土施工提供可借鉴的技术思路。

悬索桥主缆的空缆线形和成桥线形差距较大,为确保悬索桥施工后的成桥线形最大限度地符合图纸设计线形,吊杆点位的准确性显得至关重要,而决定吊杆点位准确性的索夹在主缆空缆线形上的放样工作则是重中之重。采用悬链线无应力长度精确求解公式,详细分析了索夹点位在空缆状态与成桥状态之间的函数对应关系,并提出了索夹以坐标平距进行施工放样的迭代计算方法。以某管道悬索桥为实例,分析了索夹坐标平距放样数据,温度、跨度及放样过程等因素对索夹点位放样精度的敏感性和影响,其结果有利地指导了索夹放样施工工作。索夹实际施工放样结果表明,放样精度可控制在1 cm内,完全满足施工误差要求。通过工程实例,论证了所述索夹坐标平距迭代求解公式、索夹平距放样方法、温度和跨度修正方法等在悬索桥空缆下的索夹施工放样中的实用性。

长输油气管道河流顶管的特点是地质结构复杂,地层岩性变化大,地下水压高,对设备要求高,施工难度大,因此长输油气管道顶管工程的勘察、设计与施工标准至关重要。结合国内顶管工程特点,从地质勘察的深入程度、岩土物理力学指标、顶管设备选型、设备配置最低要求、风险分析等方面,对比分析了我国顶管工程标准与德国DWA-A 125E《顶管及相关技术》、美国ASCE 36-01《微型隧道铺管标准施工指南》及日本メカニカルブラインド-2003《封闭式机械推进施工法》等标准的差异,并对我国相关标准提出修订建议:根据地质的复杂程度与难易程度,对顶管工程进行分级;岩土试验项目应根据岩土性质确定,并增加磨蚀系数这一重要参数;在设计时需要明确给出顶管设备配置的最低要求,增加风险分析方面的内容。同时,指出我国与国外油气管道顶管工程标准在理念上的不同是:国外顶管标准注重工程风险分析与评价,国内注重顶管实施细节。

兰成管道石亭江穿越管段遭遇四川西北地区突降百年一遇暴雨,被冲出并断管,造成水毁事故。为了查明水毁事故原因,对设计阶段的合理性进行了评断,并从断管的直接原因和根本原因两方面进行分析,结果表明:人民渠大坝的不断加固,造成河床的不断切削,使兰成管道石亭江穿越管段逐渐暴露而受到损毁。水上构筑物对油气管道影响非常大,在设计、运行阶段都应引起重视,由此提出了对于管道修复的建议及要求:必须对管道穿越地区做详尽的地质考察和水文评价;注重穿越河流自身的特点,重视河势分析,充分考虑各种风险因素,加强对穿越断面的比选;重视采砂、采石、采矿等人为活动对河道的影响。

鄂东气田保德区块产能建设工程已建成输气管道397 km,沿线地形、地质情况复杂,且管道材质轻、管径小,使其沿线的勘察工作具有特殊性和复杂性,成为管道线路勘察的新挑战。从勘察目的、技术要求、勘察手段、勘察要点等多方面入手,着重分析了对管道设计、施工影响较大的工程地质问题,从而对黄土地区煤层气管道线路工程的勘察进行全面的技术总结,以期为以后同类线路勘察工作提供依据和借鉴。

中缅油气管道境外段在建设期间经历大量开挖和回填,地表植被和原土层被破坏殆尽,难以在短期内自然恢复,加之气候因素,造成管道上方大量水土流失,严重威胁管道安全。基于此,木姐管理处依据中缅油气管道(境外段)水土流失成因,在水工保护工程建设的基础上,采用多种植被恢复措施,因地制宜开展水土治理工作。结合具体案例,分析了水土流失的危害性及水土流失治理方法,最终形成了一种相对而言成本低、效果好的植被恢复措施。

涩宁兰复线AK184湟水河河湾边坡为高陡边坡,原治理方案为抛石护岸,由于降雨侵蚀原路由,已不能满足该河湾处的防护要求。从3方面分析了原方案的不足,制定了一系列的调整措施:增设二级浆砌石挡墙;增加抛石量放缓抛石护岸坡比;抛石护岸上下游采用石笼护岸,形成小型石笼丁字坝挑流。新方案降低了施工难度,满足了水土保持的要求,且对当地公路起到了保护作用。

长输管道全自动焊技术具有高效率、高质量和稳定性好的特点,被业内视为可胜任高强度钢、大口径、宽壁厚、高压力条件下长输管道建设发展的主流技术,但在我国长输管道建设的应用过程中,全自动焊接技术并未实现预期的效益。立足于长输管道建设基本单元的施工机组,对全自动焊接机组的管理现状进行分析;依据投入产出原理,提出全自动焊机组施工的经济焊接工程量;探讨了全自动焊检测的及时反馈对工程施工的影响。从工程经济学的角度对全自动焊接技术在长输管道建设中的应用前景予以展望。

中国东南部和沿海多个地区只能采用海底CO₂地质封存实现大规模的CO₂地质封存减排,因此有必要对海底CO₂管道运输成本进行分析,获取中国背景下的成本分布范围。基于现有CO₂海底管道的技术特征和成本分析方法,建立了海底CO₂管道的技术经济模型,并利用该模型和中国价格参数对某CO₂海洋封存示范项目的运输部分进行了初步技术设计和成本分析,结果显示:对于给定的100 km管道,当设定输量范围为3~20 Mt/a时,总建设投资范围为7.8×10⁸~13.9×10⁸元人民币,平准化成本为0.10~0.41元人民币。通过分析中国某海上CCS示范工程海底CO₂管道运输的技术特征和成本范围,为中国CO₂海底管道的建设提供了参考。

为完善中国战略石油储备体系,保障能源安全,围绕战略石油储备补仓与释放策略、最优储备规模、选址问题开展文献调研,选取石油储备体系比较健全的IEA成员国之一美国及石油依靠大量进口的亚太地区国家日本和新加坡进行案例分析,总结其成功经验。基于此,探讨中国战略石油储备体系存在的问题,跟踪国际战略石油储备体系的构建路径,进而提出适合中国国情的解决途径:健全战略石油储备体系法律法规,合理安排战略石油储备基地布局,明确战略石油储备吸放储策略,打造多元化战略石油储备存储方式,寻求稳定而多样化的石油供应伙伴国,为构建战略石油储备体系提供参考。

在全球石化产业产能过剩,市场萎靡不振的大环境下,石化仓储物流的调节作用显得尤为突出。国内石化仓储行业的发展呈现两大特点:危化品仓储业态发生变化;仓储现代化进程速度加快。专业第三方石化仓储物流行业迎来大发展时期,而中化集团早已走在行业的前沿,现已形成覆盖长三角、珠三角和环渤海三大经济圈的石化仓储物流网络,是国内最大的第三方石化仓储物流服务商。以中化天津港石化仓储的物流解决方案为例,介绍了专业第三方仓储的运营特点,包括完备的基础设施和专业的经营管理,以及以满足客户需求为核心的个性化服务。

为了满足我国海洋油气工业发展的需要,概述了国外ROV技术发展现状及其在海洋油气开发工程中的应用情况,总结了海洋油气管道和电缆等工程设施施工和检测过程中ROV的应用技术体系,并对我国现有的ROV检测工具的基本功能和主要参数进行了详细介绍,同时结合我国海洋环境条件特点和深水油气开发的需要,提出了未来ROV深水检测作业需要具备的关键技术及其发展趋势,对于我国海洋油气设施施工和检测装备的研究开发具有一定的指导意义。

基于海外各项目的社会安全风险现状,引入脆弱性理论,提出海外油气管道脆弱性评价方法,进而完善油气管道社会安全风险评估体系。从资产评估、威胁方评估、目标吸引力评估及脆弱度评估4个方面建立油气管道脆弱性评估模型,资产评估、威胁方评估、目标吸引力评估通过历史数据及现状定性评估,脆弱度评估通过事故树及专家咨询得出管道脆弱度因素。以此建立3级指标体系,并查阅标准确定各指标等级集,利用Matlab软件编程计算权重,运用模糊综合评价法定量计算。以海外某管道为例,进行安全现状脆弱性分析,所得结果证明该方法可行。

为解决目前大庆轻烃管网间歇输送模式下频繁启停泵等问题,考虑站场外输模式、水力、站内罐容与节点分输流量等约束条件,基于定时步法,建立了在研究时间段内以输烃站场启泵次数最少为目标函数的轻烃管网调度优化模型。考虑到模型约束条件具有非连续性且模型规模庞大,引入相对罐容、连续参数、外输优先级等过渡变量,采用优先级算法对模型进行求解,并且通过改变连续参数来调整外输操作的连续性和紧迫性对外输优先级影响的比重,选择最优方案。同时,为了避免重复计算,预先求出满足约束条件的所有可能的启泵方案,整理成启泵方案列表,供模型求解时进行查找,提高了求解速度。所得方案与传统调度方式相比,启泵次数减少近45%,可以为现场优化输送调度提供指导。

针对稠油的管道输送问题,从降黏减阻的角度开展研究工作。采用管流实验和流变仪测试相结合的方法,探讨了升温、充气和掺混稀油对稠油降黏减阻的作用效果。结果表明:对于具有牛顿流体本构关系的稠油,升温和掺混稀油均具有明显的降黏减阻作用,其减阻效果呈指数关系衰减;充气减阻仅在大流量、低温度的条件下发生,且黏度的降低幅度不大。针对掺稀油减阻,提出了一个指数关系式对混合黏度进行预测,该公式是稠油黏度、稀油黏度及稀油体积含率的函数,通过与实验数据进行对比,证明了其预测精度较高。

西部原油管道乌鄯支干线采用"一泵到底"的输油方式,输送北疆油与哈国油两种物性差异较大的原油,对乌首站输油泵组合与管道的匹配状况造成挑战。为此,利用仿真模拟软件SPS,对乌鄯支干线管输北疆油、哈国油进行了稳态水力、热力计算。基于泵管匹配结果,绘制了乌鄯支干线输送北疆油、哈国油的压力操作谱图和温度操作谱图,给出了乌鄯支干线管输不同种类原油、不同流量下的泵组合方式、泵站调节方案,为工程实际操作提供了参考。

为了准确计算管内胶凝原油启动屈服应力,进而预测管内凝油启动过程所需压力,以管流环道试验为基础,分析控制流量启动过程中环道沿线的压力变化,重新定义环道内胶凝原油启动屈服应力,并提出相应的计算方法。将环道内胶凝原油启动屈服应力定义为:在某一特定启动流量下,试验环道全线初始启动时刻,环道末端凝油所受的管壁剪切应力。同时,利用多项式拟合获得初始启动时刻沿线压力表达式,对表达式在环道末端极限位置求导计算环道内凝油启动屈服应力,物理意义明确。

针对输油管道工程中常见的架空管道因存在局部腐蚀,而在地震作用下极易破坏的问题,采用ADINA有限元软件,建立含腐蚀缺陷及腐蚀缺陷修复后的输油管道与内部液体的流固耦合模型,并以管道应力最大处单元的位移、轴向应力及环向应力为指标,研究修复前后管道的抗震性能。结果表明:由于腐蚀缺陷的存在,在管道缺陷处应力集中现象非常明显,导致管道的抗震性能降低;修复后腐蚀区段管道的环向应力有所降低,挠度及轴向应力有所增加,但仍在规范允许的范围内,因此所选的工程实际中常用的B型套筒修复技术对提高腐蚀区段管道的抗震性能有效。研究结论可为今后腐蚀管道的修复提供理论指导。

通过对某输油站输油主泵频繁出现非驱端轴承超温过热导致的停泵问题进行分析,指出故障表象是非驱端轴温逐渐升高并超标,而故障实质是主泵级间迷宫平衡套被通过平衡孔的夹带杂质的高压油流产生频繁抛丸冲蚀,导致轴向力逐渐不平衡,最终推力轴承不能平衡多余的轴向力;指出工艺管道布置方式是导致该输油站3^#泵故障率最高、2^#泵故障率次之、1^#泵故障率最低的原因。基于这些因素,提出改进措施:在运行管理环节应采取调整进站过滤器滤网目数、缩短过滤清理周期、加强对重点管段的清管工作等措施;在站场工艺环节,应增加新型高效强磁除锈装置的技术改造。实际应用结果表明:上述措施可有效控制进入输油主泵的杂质量,从而保护主泵内部构件,特别是级间迷宫平衡套,有效地保证了输油主泵长周期运行。

为解决苏里格气田井间串接、井口带液计量模式下无法计量单井产液量的问题,在孔板差压噪音测量气液两相流理论的基础上,建立了计量模型中经验常数关系数据库,结合锥形孔板及整流器的应用情况,研制了锥形孔板气液两相流量计。流量计由锥形孔板、整流器、一体化仪表、温度传感器、计量直管段等组成,通过测量50次/s差压波动信号的相对方差,利用差压噪音测量模型及经验常数关系数据库,得出气液两相流量。石油工业计量测试研究所实流测试与气田现场比对试验结果表明:该流量计气相计量误差小于5%,液相计量误差小于20%,计量精度满足现场生产需求,已在长庆气田应用150余套。

兰成原油管道是一条长距离、高压力、大落差的原油管道,投产采用常温部分充水,以油顶水的方式。介绍了兰成原油管道的概况和管道投产前的准备工作,总结了管道部分充水、停输憋压检漏及投油等投产过程。对管道投产过程中的充水长度、中间站场排污、高点排气,特别是首次分段实施的大型输油管道停输憋压检漏过程等做了详细介绍。另外,就水击保护统一性、投产前智能测径必要性,以及投产过程中出现的油水不同压、气阻等问题提出了建议,并揭示了部分管道充水、停输憋压检漏等措施的重要意义,为今后液体管道的投产提供了借鉴。

液化天然气储罐抗震设计是整个LNG工程的重点。LNG储罐地震分析方法包括规范推荐公式、流体单元法、附加质量法,3种方法理论基础基本一致,但计算方法和效果有所区别:液化天然气储罐的地震分析反应谱一般采用EN 1998-1-2004定义的设计反应谱, EN 1998-1规范公式是对Haroun-Housner理论的简化推导;流体单元法通过有限元软件中的流体单元,模拟储罐真实地震反应,用于耦合液体-储罐-场地土系统分析;附加质量法是将液体冲击作用部分的质量和晃动部分的质量放置到其对应的等效作用高度上,是流体单元法和规范公式的结合。从计算精度、安全余量、计算效率等方面综合考虑,在LNG工程设计中,建议采用附加质量法作为获取LNG储罐地震响应的主要方法。

为研究输油管道与不同电压等级交流输电线路并行时,稳定的负载电流对管道产生的腐蚀影响,利用输电线路导线类型、输电线路稳态运行电流、管道参数等管道沿线的输电线路及管道相关参数建立CDEGS模型,对输油管道在不同的电压等级、并行距离、土壤电阻率、并行间距及管径下受到的交流干扰的腐蚀进行模拟计算,结果表明:管道所受交流干扰随着干扰源电压等级、并行距离和土壤电阻率的增大而增大,随着并行间距和管径的增大而降低。为了更直观地分析交流干扰下管道的交流腐蚀情况,对管道交流腐蚀风险及腐蚀速率进行了预测和评估,并使用腐蚀减薄厚度表征腐蚀严重程度。以上得到的高压输电线路对管道的影响规律,可为合理进行长输管道选线及防腐设计提供参考。

PID控制技术应用于输油管道站场,能够保持管道压力平稳,提高输油管道调控运行的自动化程度,但PID控制效果易受多方面因素的影响,且投用PID的输油管道可能掩盖部分异常事件的迹象,应用不当会给管道运行带来不安全因素。通过对输油管道PID控制系统组成及PID的工作原理进行分析,结合PID特性对调节阀压力响应的影响, PID选择性控制对管道运行的影响, PID控制对油品泄漏判断的影响,以及PID检测环节对管道运行的影响等方面,对投用PID的输油管道进行风险辨识,阐明PID控制对输油管道风险控制的影响,并提出加强投产运行后的PID参数修正,加强重要设备的巡检与调试,确保设备可靠,以及及时进行PID控制及手动控制的切换等解决措施。

为检验工程设计的合理性和保证运行的安全性,针对饱和黄土地区首次修建的15×10⁴ m³超大型非锚固油罐进行现场充水试验,通过在油罐罐壁和环墙基础钢筋表面粘贴应变计在油罐地基埋设沉降计,测试充水过程中的罐壁应力、环墙应力和基础沉降,分析罐壁应力、环墙应力,在基础沉降变形的发展规律。研究表明:充水到最高水位22.2 m时,距离罐底以上3.34 m处罐壁环向应力达到284.9 MPa,罐壁的环向应力随充水水位的增加基本呈线性关系。环墙内侧上部受到油罐传递的压应力,内壁整体受到环墙内垫层传递的压应力,环墙内侧1.0 m处环墙应力最大值为1091 kPa。油罐基础的沉降变形大部分为塑性变形,在充水试验结束后能较快趋于稳定,整个底板的沉降呈现碟形分布。研究结果可为超大型储罐在黄土地基的设计和建造中提供技术依据和设计参数验证。

清管器在油气管道内的运移过程是复杂的动力学问题,其密封皮碗与管壁的耦合作用是引起清管器动力学行为的主要原因。为了了解直板清管器密封皮碗与管壁作用的力学特性,采用有限元法,建立了单皮碗的二维轴对称有限元模型,计算并分析了用于DN200管道直板清管器的密封皮碗过盈量、夹持皮碗半径及密封皮碗厚度对密封皮碗接触应力、弯曲应力及弯曲角度的影响。研究结果表明:当夹持半径、厚度相同,皮碗与管壁的接触应力随着过盈量的增大先增后减,弯曲应力随着过盈量的增大而增大;当厚度、过盈量相同,皮碗与管壁的接触应力随着夹持半径的增大先增后减,弯曲应力随着夹持半径的增大而增大;当夹持半径、过盈量相同时,皮碗与管壁的接触应力及弯曲应力随着厚度的增大而增大。

为解决长输管道冬季低温水压试验易发生冰冻堵管、胀管破裂等高危风险问题,保证冬季施工进度及投产后的运行安全,结合热工原理进行建模计算,根据施工区域环境温度、地质情况、管材参数、保温结构等因素对冻结时间进行计算预测,对风险程度进行分析,从而为科学地选取保温防护控制措施提供理论依据。结合某长输管道工程实例,应用热工计算模型,对拟试验管道冻结时间进行了较为准确的计算,结果表明:根据预测冻结时间,针对埋地管道、架空裸露管道等不同施工区段,采取地温监测、地面保温、裸管加热等技术措施,保证了管道试压的安全和质量。

基于成品油长距离运输方式的分析,考虑成品油易燃易爆的特性,以运输成本和运输风险为目标函数,建立成品油运输方式选择的多目标规划模型,使用粒子群智能优化算法对模型进行求解,并以北京某公司成品油运输为例,应用该模型与算法进行分析计算,结果表明:当运输成本与安全的权重相差较小时,铁路比公路环节耗时长,在里程较短时考虑到时间价值会优先选择公路运输方式;但当里程较长时,由于铁路运输比公路运输风险小,运输方式的选择便会倾向于铁路运输;算例计算结果表明当运营里程在500 km左右时,适合选取铁路运输方式。

低温储罐作为储存和运输低温液体的设备,必须具有良好的绝热保温性能,否则经济性和安全性均无法保证。根据外渗隔热原理,提出一种新型的低温储罐结构——外渗隔热储罐,该结构利用储罐内产生的蒸发气外渗通过储罐侧壁的渗透材料,提高低温储罐侧壁的绝热性能。建立了储罐的传热模型,利用该模型,分别对储罐的罐顶、侧壁和罐底进行了漏热量计算。结果表明:与传统储罐相比,外渗隔热储罐侧壁漏热量减少60.7%,储罐的总漏热量和日蒸发损失减少22.2%,储罐绝热性能大大提高。

针对国内输气管道阀室频繁遭受杂散电流和雷击威胁的问题,对输气管道阀室进行技术改造,具体包括3项内容:利用放空管接地网排流的阀室杂散电流排流改造、Shafer电子控制箱内电磙阀执行机构"气电分离"改造和Shafer阀执行机构干线截断阀3个室内放空(排污)管统一进行室外排放的改造。针对在阀室改造过程中容易出现的电绝缘问题,介绍了干线管道对阀室接地网绝缘性的检测方法,并给出了相关建议。

由于温度、土壤压实系数的差异以及管道基础沉降等所产生的各种外力作用,高压力、大口径天然气管道中间压气站的收发球筒和进出站截断阀在日常运行中容易出现位移。通过应力分析模型,选取应力分析参数,进行应力核算,并结合沿线各站场气象条件和地质情况,分析得出收发球筒和进出站截断阀发生位移的原因是:设计阶段应力分析计算选取的环境温度、土壤压实系数与施工过程中实际情况偏差较大,同时部分站场厂区埋地管道存在沉降现象也加大了管道的弯矩和所承受的应力。基于此,提出了有针对性的解决方案:采取支架与管道焊接和环氧砂浆灌浆料浇筑加固的治理措施,通过实施整改,取得了较好的效果,西气东输二线现场位移风险得到了控制。

以往管道企业数据分析侧重于因果关系,而在大数据时代,管道系统一系列的信息集成、管理程序、检测记录以及日常运维记录等都将通过物联网、云计算等数据网络串联起来,其数据分析方向逐渐由因果关系向非因果(关联性)关系转变。通过对大数据分析模型进行研究,得出大数据分析将是管道企业未来发展的重要趋势之一,建立了适合于未来发展的管道系统大数据管理架构模型,提出了基于大数据的管道数据算法模型,进一步完善了内检测数据管理模型,并在管道泄漏和预警、管道地质灾害、管道腐蚀管理、管道内检测数据分析等方面实践应用,获得了能耗控制、灾害管理、风险控制等综合性、全局性的分析结论,对于管道大数据领域在管道行业的发展和应用具有重要意义。

阐述了清管器跟踪定位技术的发展现状,分析了放射性同位素法、机械法、声学法、压力法和磁学法 5 种传统技术的优缺点,指出电磁脉冲法和压力法是其中最佳、最稳定和最成熟的两种方法,并提出基于这两种方法的远程跟踪定位技术的实现方法和方案,用智能判断替代人工判断,但是,该方法并未实现实时在线跟踪。由此,提出一种基于光纤震动原理的在线跟踪定位法,其可以对清管器位置进行全过程监控,实现实时在线跟踪,且不依赖除光纤以外的任何条件,是未来清管器跟踪定位技术的重要发展方向。

针对国内输油气管道事故应急体系存在缺少次生灾害预警、指挥协调不方便、应急制度文件难于兼顾针对性和适应性等问题,开展了管道智能化事故应急体系研究,该体系由事故响应、次生灾害预警、抢修规程智能化和事故应急调度组成。以 "川气东送"管道为背景,将 "川气东送"管道 《抢险方案》(百案百例)拆分重组编成几十个单项作业规程,通过现场对规程进行推演、讨论和演练,开发了应急抢修规程体系智能化查询系统,系统可自动生成针对特定管道事故的应急抢修处置规程,避免了歧义。以信息技术为基础的管道智能化事故应急体系具有人力不及的突出优势,是提高管道事故应急处置能力的最佳措施。

为了全面、客观地评价油气管道完整状态,预测管道潜在威胁,提高油气管道安全管理水平,通过采用人工神经网络机器学习理论,建立了对管道潜在威胁和管道状态进行学习和预测的框架与方法。该方法根据管道潜在威胁类型和管道状态定义,充分利用管道建造、施工、操作、运行、失效、检测等各类数据,作为潜在影响因素,以模拟人脑思维和学习的方式,对管道威胁和管道状态进行客观、有效的学习,给出潜在影响因素的重要度排序,利用获取的知识,对管道潜在威胁和管道状态进行客观预测,并将预测结果用于评价管道风险和制定管道检测周期。该方法避免了以往分析方法依赖专家意见、主观性强的缺点,全面利用各类管道数据集,客观地对管道完整性进行预测,对提高管道安全水平和决策效率有重要作用。

借助数字化图像处理技术,已有研究成功实现了对蜡晶形态和尺寸的定量描述,但鲜有研究关注蜡晶颗粒粒径的分布特性。借鉴材料学中有关定量描述颗粒群粒度分布特性的方法和参数,实现了对原油中蜡晶颗粒分布特性的定量描述。使用颗粒粒径分布宽度系数定量表征了蜡晶颗粒粒径分布的宽窄,并结合蜡晶颗粒的粒径分布直方图直观地描述了蜡晶粒径在各个区间内的分布频率,通过计算蜡晶颗粒粒径分布的分形维数定量表征了颗粒粒径分布的不规则性。对含蜡原油加剂前后的蜡晶显微图像的分析结果表明,加剂后蜡晶颗粒的粒径增大,粒径分布宽度系数增大,粒径分布变宽,颗粒分布的分形维数增大。

针对集气站内工艺流程,建立压降计算模型,将总压降分为气嘴节流后至外输阀压降、气嘴节流压降、加热炉压升 3 个部分,其中气嘴节流后至外输阀压降采用统计方法求得,气嘴节流压降采用节流理论与统计相结合的方法求得,加热炉压升计算则采用定容气体状态方程求得。通过实例计算及误差对比,证明了模型的实用性和可靠性,可求得单井进站压力随外输压力变化的关系,从而预测不同外输压力下的单井产量变化。

为了优化天然气减阻剂加注工艺,若因试验条件所限,无法通过室内环道对模拟管段的工艺流程进行试验验证,则可以利用软件模拟方法对减阻剂的减阻效果进行评价,同时分析减阻剂减阻效果对各影响参数的敏感性。模拟结果表明: 减阻剂雾滴沉积浓度对喷雾压差的变化最为敏感;喷射角度和管径对沉积浓度的影响具有一定的相关性,当喷射角度较大时,沉积浓度对管径的变化更为敏感,而当管径较大时,沉积浓度对喷射角度的变化也更为敏感。模拟结果可为天然气减阻剂的工程实际应用提供一定的理论指导。

螺杆泵经过多年的使用,零件出现不同程度的磨损。为了探究螺杆泵特性曲线发生的变化,有必要对泵性能曲线进行测试校核。根据相关规范,对某原油管道泵站的螺杆泵开展了现场试验,获得了该螺杆泵输送掺稀稠油时的流量-压差和效率-压差特性曲线。基于螺杆泵出厂时的不同运动黏度下的流量-压差、功率-压差性能曲线和现场试验结果,利用线性插值方法得到试验油品对应运动黏度下螺杆泵的出厂性能曲线。螺杆泵的实测性能曲线与出厂性能曲线对比结果表明,使用多年的螺杆泵,效率出现不同程度的降低,下降幅度在 1.1%~14.0%之间;在相同压差下,螺杆泵流量也有所损失,下降幅度在 3.7%~15.6%之间,且随着压差增大,流量下降幅度增大。现场测试得到的螺杆泵性能曲线可为今后该原油管道输送掺稀稠油的工艺计算和能耗分析提供依据。

蜡沉积问题是含蜡原油输送管路中面临的突出问题之一,而针对油水乳状液中蜡沉积问题的研究较少。以大庆原油(含水率为 0)及其配置的含水率为 10%、20%和 30%的乳状液为实验样品,利用冷指实验装置,通过改变冷指温度、冷指和罐壁间温差以及含水率等变量,分析了油水乳状液中的蜡沉积规律。实验发现,相同温差下油壁温度降低会使蜡沉积质量增加,沉积量随含水率增大而减小。推导了蜡沉积扩散系数的计算方法,并得到了扩散系数的分布规律。平均温度的降低和含水率的升高会使扩散系数减小,高温区间下水相对扩散系数的影响比低温区间更明显。研究结果对大庆含蜡原油混输管道中蜡沉积规律的认识和清管周期的确定具有现实意义。

为了提高含蜡原油管道停输再启动压力计算的准确度,在传统启动压力计算模型的基础上,建立了一种新的含蜡原油管道停输再启动压力计算方法。以刘天佑启动模型为基础,将再启动压力模型分为高程引起压降、惯性压降和摩阻压降 3 个部分,考虑管道沿线高程差引起的压降,并对管道进行区域离散化来求解摩阻压降。摩阻压降中由于触变性因素造成的压降,采用更适合于表达含蜡原油触变性的 Houska 触变模型。利用新建计算模型编制了相应的计算程序,代入秦京输油管道历年数据进行模拟计算,计算结果与实际情况相吻合,表明改进模型更具准确性和广泛适用性。

为避免油罐车卸油过程中的静电风险,国家标准规定油罐车卸油前的静置时间为 15 min。通过模拟试验,研究现有条件下,从静电安全角度出发,油罐车卸油前的静置时间。油罐车从油库驶出前,在汽车油罐内安装一个油面电位测量浮子,将油面电位测量装置置于油罐车驾驶室内,在油罐车行驶中及在加油站停车后,实时检测油罐内油品的油面电位,同时检测的参数还包括油品电导率和油罐车的对地电阻。检测结果表明油罐车在行驶过程中以及在加油站的静置阶段,油罐车内油品不能产生较高的油面电位,检测最高值是 260 V;油罐车的对地电阻皆小于 10⁶ Ω。现场试验选择了我国南北方的多个城市,其测试季节皆为秋冬季,很具有代表性。根据试验结果及油罐车的现有特点,认为当油罐车的对地电阻小于 10⁶ Ω,且油罐车罐体安装了金属隔板、隔板间油品的体积小于18 925 L 时,油罐车在加油站停稳卸油前的静置时间可以缩短至 5 min。

为达到节能降耗的目的,指明节能挖潜的方向,并为合理分析长输天然气管道能耗提供依据,以涩宁兰天然气管道为例,从输量、温度、压缩机效率 3 个方面分析长输天然气管道能耗随不同影响因素的变化规律,利用回归分析法对比分析不同影响因素对长输天然气管道能耗的影响规律,研究各影响因素间的相互联系,找出对能耗影响程度较大的主要因素。分析结果表明: 管道输量、压气站出站压力和压缩机的效率对长输天然气管道生产能耗影响较大;地温和压气站的出站温度对长输天然气管道的生产单耗影响较小;生产单耗随着管存的减小而呈上升趋势,且管存越小,生产能耗上升的幅度越大。

随着在役输油管道里程的不断增加,受客观自然现象和人为操作因素的影响,溢油事故发生的概率逐渐升高,有必要研发快速高吸油树脂产品,以减少漏油损失和危害。采用悬浮聚合法,以多种丙烯酸长链酯、丙烯酸丁酯和苯乙烯为单体,共聚得到快速高吸油树脂,研究了单体种类、配比和交联剂用量对树脂饱和吸油倍率和吸油速率的影响。研究表明: 丙烯酸癸酯为较合适的长链酯单体,丙烯酸癸酯、丙烯酸丁酯和苯乙烯的最佳摩尔比为 2:5:0.9,交联剂二乙烯苯的最佳用量为 1%,所得树脂呈海绵状,对原油有良好的吸附性,对俄油饱和吸油倍率可达 9.0,10~20 min 内达饱和吸附,而且产品的保油率在 90%左右,水面浮油回收性能好。

2013年8月营改增之后管道运输行业由征收营业税改征增值税,直接影响到新建项目经济评价的测算。基于此,以油气管道工程项目为例,分析营改增对项目经济评价的影响。简要介绍了营业税与增值税的区别,结合油气管道建设项目经济评价的特点,逐个分析了固定资产、营业收入、营业税金及附加、利润、现金流等科目营改增前后计算的差异,总结了项目投资现金流量表、总成本费用估算表等表格的数据取值与关联计算的注意事项。

即墨加气母站投产初期,6 台 D-2.5/(8-16)-250 型往复式压缩机平衡腔管道振动严重,导致停产改造。从气流脉动、共振、机械振动等方面对压缩机平衡腔管道振动展开了分析,对压缩机一二级和三四级平衡腔出口管道压力进行测定,得出压力脉动范围,计算得到出口管道的压力不均匀度;结合天然气特性,计算平衡腔管道气柱的振动频率,进行气柱共振分析,得出管道系统 1~4 阶的共振管长范围;分析了压缩机管系结构的固有频率,确定了平衡腔管道振动的主要原因为其固有频率与激发频率接近造成的气柱共振。对平衡腔出口管道长度、管径和配置进行调整,增大集气管的管径,有效地解决了压缩机平衡腔管道的振动问题。

中亚天然气管道首站曾发生进出站 ESD 截断阀异常关断事件,在现场检查时发现 SHAFER气液联动执行机构的消声器不停向外喷射液压油,另外在对站场 ESD 进行复位时发现进出站 ESD截断阀异常自动打开问题。通过全面排查,发现远程 ESD 机柜受高温天气影响而使机柜内控制模块工作温度超限,导致 ESD 阀异常关断,而 ESD 控制逻辑缺陷和 SHAFER 执行机构 ESD 开关触点接触不良是 ESD 复位时进出站 ESD 阀自动打开和 SHAFER 执行机构消声器喷油的根本原因。通过相应的技术改造和缺陷整改,彻底消除了首站异常关断的风险隐患,保障了中亚天然气管道的安全平稳运行。

清管器运行速度的控制是清管作业的难点,常给收球操作埋下隐患。为避免高球速对收球筒及其附属设施的损坏,以提高收球作业的安全性和可靠性,从工艺角度出发,在直接收球工艺的基础上提出间接收球工艺: 利用进站三通处支线管道与收球筒上的引球管道,将清管器前后连通,平衡推球压差,降低其进入收球筒的速度,再次调节进站支线阀门开度,重新建立压差,使清管器缓慢滑入收球筒内。通过对新工艺进行 HAZOP 分析,提出将其接入管道 SCADA 系统中进行实时监测,在重要节点加强监听,增加气体泄漏检测设备及检测频次等建议,确保新工艺顺利实施。实际工程应用表明,新工艺能够有效控制清管器进入收球筒的速度,避免收球伤害,具有较理想的收球缓冲效果。

埋地弯头是长输管道常见的结构形式,易在外载作用下发生失效。基于非线性有限元方法,使用壳单元模拟管道,实体单元模拟土壤,接触单元模拟管土相互作用,建立了工作荷载作用下弯头受力分析的数值计算模型。对比计算了管径、壁厚、弯头曲率半径、弯头夹角、管土摩擦因数、土壤弹性模量不同特性参数下的管道应力,给出了管道峰值应力的变化规律: 管径越大,弯头应力越大。结构上可以通过增加壁厚,增加弯头曲率半径与弯头夹角等方法减小弯头应力,而夯实弯头处的土壤也能够起到降低弯头应力的作用。

传统油气管道外业选定线方法存在依赖设备和纸板资料较多、野外操作极不便等弊端,融合了 GIS、 RS、 GPS 等技术手段,利用 Android 系统平板电脑的便携性和灵活操作性,开发了基于 GIS技术的油气管道外业选定线方法: 野外工作只需携带存有基础数据资料的平板电脑,因而极大地优化了管道外业选定线流程。GIS 工作模式的应用将引导外业选定线由 "纸版地形图、人工笔记"向高度集成的智能终端的工作模式转变,优化管道外业选定线流程,提高现场调研数据的准确性、完整性和利用率。

在大型江河定向钻穿越工程中,如何做好穿越管道的防腐层保护,避免管道穿越过程中防腐层的机械损伤,确保工程质量和后期运行安全,同时降低回拖阻力,提高穿越工程的施工效率,是目前设计和施工中需要解决的重要难题。以江都-如东天然气管道项目长江定向钻穿越工程为例,其是国内同管径中最长的大型江河定向钻穿越,工程投资大,质量要求高,为防范回拖过程中砾石层对穿越管道 3PE 防腐层磨损、划伤及补口套滑脱、撕裂两类主要风险并降低回拖阻力,引用环氧玻璃钢外防护层技术为穿越管道防腐层提供机械性能保护,现场人员结合设计开展环氧玻璃钢防护层涂覆工艺研究,并在该穿越工程大规模实际应用中取得了良好效果,可为今后同类型江河定向钻穿越工程的设计和施工提供借鉴与参考。

为了使油气集输系统能量利用更加科学有效,将分布式能源系统的供能、用能理念应用于油气集输系统设计中。按照 "以热定电"的原则设计了油气集输分布式能源系统: 将燃气轮机和余热锅炉应用于油气集输系统,燃气轮机发电为集输系统提供电能,利用余热锅炉回收发电后的尾气余热为集输系统提供热能,系统盈余的电力上网。实例计算结果表明: 与常规集输站相比,分布式能源系统集输站能量利用率提高 7.01%, 效率提高 16.5%;同时,油气集输分布式能源系统年节省费用开支 498.29×10⁴ 元。可见,将分布式能源系统应用于油气集输,既可以提高系统的节能性,又具有很好的经济性,值得推广应用。

为了研究横流作用下海底管道微孔溢油运动轨迹及其影响因素,采用雷诺时均 Navier-Stokes方程,结合标准 k-ε 两方程模型和多相流 VOF 方法,在 Fluent 平台上建立二维数值模型。模拟结果与前人实验值对比,吻合较好。讨论了不同溢油初始速率与水流速率比值 R₀、溢油口密度弗劳德数 Fr₀(油品密度 ρ_o)对溢油水下漂移轨迹的影响,数值模拟结果反映出速率比值 R₀ 较小和油品密度 ρ_o 较大时,由于溢油上浮慢,使污染范围增大,海面初现油膜的位置离溢油口水平距离较远,增加了溢油事故的发现和清理工作的难度。研究成果在海底管道溢油事故应急预报方面具有实际意义。

为了实现海底输气管道维修的顺利、便捷、高效和经济作业,基于海上输气管道维修作业复杂性和特殊性的特点,以及输气管道维修中各个工序和关键路径,通过分析影响维修作业的各种因素,利用甘特图法对海底输气管道维修进度计划进行优化调整,建立了一套系统化的海上输气管道维修作业流程,并针对海底输气管道维修过程中的制约因素,提出了合理性的改进意见和实施措施。在一定条件下,该流程能够减少海底管道维修作业工期滞后的问题,降低海上维修作业带来的经济损失。

在原油贸易交接计量时,体积管是现场检定流量计的标准装置,体积管水标是确定体积管标准容积值及其重复性、复现性的重要方法。为保证体积管水标成功率和体积管标准容积值的准确与可靠,从水标所涉及的诸多环节出发,充分考虑各环节可能存在的细小问题,结合多年的工作经验,筛选出具有代表意义的关键点,从原因、造成的影响及改进措施或建议等方面展开阐述。实际水标工作中,人员、环境、设备等任何一方面的因素均可能会影响检定工作的顺利进行,而很多容易被忽视的细小问题,如滴漏控制、离心泵气密性与发热程度等,往往会使检定过程陷入困境,不仅浪费大量的时间、人力和物力,而且可能导致错误的检定结果。

当储罐不能满足自锚固条件时,设置锚栓结构是最常采用的一种稳定措施。该结构通过埋设在基础环梁中的锚固螺栓和焊接在罐壁上的锚栓座结构,对储罐自身过大的倾覆力矩和提升力产生有效的抵抗作用。基于多年的国外储罐项目建设经验和标准规范使用经验,对已经列入美国石油学会 API650储罐设计标准的美国钢结构协会锚栓座设计标准进行解读,并补充实用性建议和注意事项。