[2014]年度的文章目录
检索结果共307条
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隋永莉1, 吴宏2

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介绍了国内外长输油气管道自动焊技术和设备发展应用的历史,从机组设备和人员配置、焊接设备与工艺、焊接材料、操作工、标准及管理规定等方面阐述了我国管道自动焊技术的应用现状,对比分析了国内外管道自动焊技术应用在管理理念、设备应用、工程应用、施工组织、人员素质和标准判别等方面的差异,提出了今后我国管道自动焊应用技术的发展趋势。指出应该将自动焊作业及其上下游的相关工作作为一个技术体系统一协调与管理,并在该技术体系内追求各专业的技术进步及相关管理人员专业知识的提升。随着管道建设用钢管强度等级的不断提高,以及管径和壁厚的不断增大,管道自动焊接头的综合性能更优良,安全可靠性更高,其应用范围将会越来越广泛。

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朱霄霄, 张仕民, 李晓龙, 于达, 王德国

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针对清管器的速度控制问题,对比分析了当前已有的速度控制方法。基于此,设计了一种带有大旁通面积比的旋转式旁通阀,并结合国外已有的现场试验数据,对最大旁通面积比这一决定旁通阀尺寸的重要参数进行研究。通过可调速旁通阀动力学特性试验,获得了旁通阀开度与旁通阀负载扭矩以及清管器前后压差之间的关系,可以有效指导动力元件的选型及功率匹配的计算,并为此类可调速清管器速度控制装置的设计及速度控制策略提供理论指导和依据。

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郑云萍, 周妍妤, 汪玉春

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在油气储运工程中,设计、施工方案常常具有多样性,需要采用综合评价法确定最优方案。在综合评价法中,指标权重占有极其重要的地位,通过权重可以确定方案中不同因素的重要程度,从而影响评价结果的可靠性和准确性。在不同问题中,用来确定权重值的方法不同,常用赋权法主要包括主观赋权法和客观赋权法。对权重在油气储运工程和其他领域中的应用现状进行了调研,对不同领域中权重的应用进行了对比分析,对权重在油气储运工程中的应用进行了展望。

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周军, 李晓平, 邓涛, 成梦娅, 纪小婷, 晏妮, 宫敬

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设施选址问题是运筹学的重要分支,理论研究发展迅速,在各个领域得到广泛应用,而在能源行业集输系统优化设计中未能得到足够重视。为此,针对能源行业的油气田集输系统,在论述设施选址问题分类方式的基础上,建立了集输系统优化设计问题的分类方法,从单站点位置、多站点位置以及站点连接关系等方面列举了该领域研究问题与设施选址问题的关联性和差异性,提出了集输管网整体求解问题,值得集输系统优化设计研究者和设施选址问题研究者的关注。

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薛致远, 毕武喜, 陈振华, 张丰, 陈洪源

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介绍了我国广泛使用的阴极保护准则及其不足,当前使用的阴极保护计算方法、阴极保护数值模拟技术的发展方向,目前阴极保护的装备情况及其不足。针对阴极保护技术发展提出如下建议在阴极保护准则方面,应开展电化学基础理论研究以建立完善的阴极保护准则,包括高温运行管道及杂散电流干扰情况下的准则;在阴极保护计算方面,应在区域阴极保护设计、大型管网阴极保护理论分析、线路管道阴极保护及防腐涂层分析方面积极推广阴极保护数值模拟技术;在试片法阴极保护电位测量技术方面,其可以用于阴极保护能力及阴极保护电流密度评估;在阴极保护和防腐层兼容性方面,应在整体上优化管道腐蚀控制系统;在阴极保护装备方面,应根据油气管道生产需求,研发数字化阴极保护系统,从根本上提高阴极保护技术及管理水平。

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张宗杰, 苏怀

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干线天然气管道是我国重要的战略能源通道,其供气可靠性评价对于充分发挥整个干线天然气管道的社会经济效益起着举足轻重的作用,但国内对该领域的研究尚未起步。从供气可靠性的评价指标、计算模型两个方面展开调研、分析与整合,提出一种以供气可靠度为评价指标,基于“气源-管道系统-储气调峰-用户端”动态分析模型,通过水力热力模拟和统计学相结合的方法评价干线天然气管道供气可靠性,并对未来的供气系统可靠性评价提出具体建议和指导。

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尤秋菊1, 朱伟1, 白永强2, 赵堃3

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为了比较准确地确定天然气管网系统的薄弱环节,从脆弱性的概念出发,结合天然气管网系统的特点,建立了天然气管网系统脆弱性分析理论。基于灾害链理论,深入分析了天然气管网系统脆弱性要素,得出了导致管网系统脆弱性的外部破坏性威胁因素,确定了天然气管网系统的易受害部位。建立了管网系统外部威胁的脆弱性计算模型,采用历史资料与专家咨询的方法,定性分析了外部自然威胁的威胁水平与功能缺失程度;利用马尔可夫潜在影响模型,定量计算了人为破坏管网系统的威胁水平;利用燃气管网水力计算软件,确定了管网系统人为威胁的功能缺失程度。以北京某区域高压天然气管网系统为例,进行了脆弱性分析,确定了脆弱性较强的关键部位。

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任鹏, 李轩, 周智

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为确保高强度管线钢油气管道的输运安全,韧性断裂的设计与评估至关重要,考虑微结构孔洞损伤演化并有效结合宏观有限元结构分析的应力修正临界应变(SMCS)模型适用于韧性失效的预测。借鉴X80管线钢缺口试件拉伸实验数据,采用Gurson损伤模型有限元模拟了该试件的韧性起裂,结果表明韧性起裂位置发生在试件中心;构成孔洞体积比增加的主要贡献来自孔洞扩张,孔洞形核对韧性起裂影响较小,由此验证了SMCS模型的相关假设。在此基础上,得到了该型管线钢的韧性失效指标与失效准则,该失效准则形式简单,便于工程应用。

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林冬, 王毅辉, 秦林, 高健

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当前管道风险评价普遍使用定性或半定量方法,该方法在实际应用中存在评价缺少依据、过度依靠经验等问题。利用归纳分析的方法对当前管道风险评价工作存在的不足进行分析,结果表明管道定性、半定量风险评价技术应用中存在不同评价方法可比性差,评价与检测的关系不清晰,评价结果有时无法全面反映主要风险,评价模型的适用性不能完全满足需要,管道历史失效数据的利用率较低等问题,因而提出了开展管道风险的科学研究,建立管道失效与腐蚀数据库,开展定量风险评价,根据实际情况制定相应风险评价体系等对策。

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赵竹1, 张磊2, 李益民3, 何嘉欢1, 陶江华1, 许玉磊2, 杨宇1

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为实现管道运行的安全平稳控制,长距离输油管道调度过程中应该采用有效控制策略、运行波动最小控制策略和全线节流最小策略。阐述了每个优化控制策略的具体意义,有效控制策略是通过恰当调节进出站压力设定值,使管道系统处于被有效控制的状态;运行波动最小策略是使管道沿线压力、流量波动尽可能小;全线节流最小策略是使全线能量浪费最少。给出了实际调度过程中可以借鉴的控制方法,对全线节流最小的控制目标给出了数学模型。这些调度优化控制策略可以有效指导中控调度员的控制操作,提高安全、平稳、高效调控的能力。

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梁永图1, 王继慧2, 何国玺1, 黄铠3

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针对老油田进入高含水期后集输系统计量站利用率低的问题,综合考虑计量站减站、已建管道回收利用以及新建管道的情况,以总费用最低为目标函数,以井站隶属关系、计量能力、几何位置、压力限制及管径规格为约束,建立集输管网拓扑优化数学模型。针对模型的非线性特点,利用改进的混合遗传模拟退火算法求解并优化井站隶属关系。通过结合目标函数和约束条件的具体物理意义,对约束条件进行处理,使算法更易实现,通过对交叉和变异算子进行改进,提高算法的求解效率。现场应用的优化结果给出了新建管道的规格参数及回收费用,显示了优化模型及算法的有效性。

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孙立刚1, 康惠珊1, 孙頔1, 鲍丽斯2, 董平省1, 代小华1, 徐庆磊1

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在管道设计与运行管理中,对输气管道的储气调峰能力与管径的关系存在普遍误解,在未区分管道调峰范围的情况下,片面认定管道口径越大,调峰能力越大。基于此,按管道调峰范围的不同,分别论述了管径对管道月峰、日峰及小时峰调节能力的影响。通过对管道储气能力相对管径求导,证明对于调节小时峰的管道存在最优管径,使管道小时调峰储气量最大,采用动态水力分析软件,结合工程实例进行分析,验证了该结论的正确性。通过数学推导和定量计算,纠正了“管径越大,调峰能力越大”的认识,对今后输气管道设计与建设管理有重要的指导意义。

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王登, 武芹, 夏新宇, 戚亚明

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新疆彩南沙漠油田边远井区产出液进入高含水阶段,具有单井油气丰度低、单井产量低、区块小、分布散、地质情况复杂等特点。利用橇装化、模块化集输、处理模式进行设计,形成了一套针对沙漠油田边远井区高含水期的油气集输与处理优化工艺采用多功能合一设备及橇装化设备,实现了模块化集输与处理模式;采用橇装化设计,满足边缘井区开发建设对施工时间的要求,与常规油、水处理设施相比,设计周期缩短30%,施工周期缩短20%。该优化工艺就地分水、就地污水处理、就地污水回注,实现零排放。对滴西 12 井区产出液处理工程进行成本分析,结果表明投资改造后,可节约成本费用75×104元/年,经济效益明显。

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娄志标, 秦朝葵, 夏沁, 陈志光

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为了提高管道杂散电流腐蚀防护的针对性和有效性,使用Dymola仿真软件模拟燃气管道在轨道交通牵引电流干扰下的动态杂散电流分布情况。以土壤电位梯度作为判定指标,分析了轨道绝缘电阻存在均匀破损的情况下,机车行驶的一个周期内管道动态杂散电流的分布,探讨了不同绝缘接头安装位置、绝缘接头阻值大小以及不同牺牲阳极的安装位置、安装组数下,管道受到杂散电流的干扰情况,给出了安装绝缘接头和安装牺牲阳极两种杂散电流防护措施的最佳方式。

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庞坤, 段耀勇, 李秀林

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在储罐气体泄漏扩散过程中,泄漏强度随时间变化,但常用的高斯扩散模型假设泄漏源恒定,因而使扩散计算结果与实际情况存在偏差。瞬时泄漏是瞬间释放气团,可以认为连续泄漏是多个瞬间泄漏释放气团的叠加,而每个瞬间释放气团的泄漏强度不同,基于此,对连续泄漏强度和连续释放气团进行离散,改进高斯连续扩散模型,得到了理论上更加合理的各距离和时间段地面浓度随时间的分布函数,并以乙炔瓶泄漏实例进行验证。结果表明改进模型可以模拟泄漏强度变化大、泄漏时间长以及任意时刻的泄漏和扩散情况。

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张武1,2, 徐佳1,2

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为了防范和控制大型原油库发生事故时产生油品泄漏和事故处理过程中各种污水对周边环境的污染,解决老库区适应新标准之间的问题,结合大连石化石油储运公司原油库区的现状,通过对事故状态防控主要设施(事故池有效容积)的计算研究,找出油罐区发生事故时水体防控方面的不足,并提出针对性改进措施,确保事故状态下污水、物料全部处于受控状态,从而减小事故的发生概率,满足经济效益最大化的要求。

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王羽1, 张树林2, 国苏欣3, 文习山1, 邢鹏翔1

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途经环境敏感地段的埋地油气管道周围铺设膨润土垫,可以减小管道泄漏对周边环境造成污染的风险,但也可能对管道阴极保护电流散流产生屏蔽作用。为了研究膨润土垫对管道阴极保护电流的屏蔽程度,建立了异性土壤结构下管道电位计算模型。基于边界元法,对铺设膨润土垫前后不同阴极保护电流下的管道电位分布、管道自然电位一定时阴极保护范围随土壤电阻率的变化关系进行了计算。选取工程中已铺设膨润土垫的1 500 m管段进行建模计算和现场测试,计算和测量在距管道首端200 m处的管道注流点电位变化,计算结果与测量结果具有较高的吻合度,从而验证了算法的准确性。

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江勇, 张宝强

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管道细土回填是管道铺设过程的关键环节,直接影响管道的建设质量、运行安全及使用寿命,在山区和戈壁地段,施工现场缺乏足够的回填细土,因而制约管道施工的顺利进行。介绍了管道细土回填的要求,回填土的来源以及细土回填设备的发展。指出可在挖掘机或装载机上安装筛分破碎铲斗,既能筛分细土又能直接破碎石块形成细土,可以获得符合要求的回填细土;通过在挖掘机上加装撒灰料斗、管侧压实振动夯实机等液压快换接头,配合管道细土回填设备,能够进行塌陷管道外露灾害的防治处理。

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罗叶新1, 张宗杰2, 王喜2, 王翠娟3

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由于油田地面集输系统的网状复杂性,通常凭借人工经验进行系统布局的规划设计,很少基于最优化方法进行布局设计。基于此,根据集输系统的集油流程,以集输系统管网布局投资费用最低为目标函数,进行井组最优划分、计量站最优位置确定、干支管网布局优化和管径优化4个子模块的最优化建模分析。实例分析结果表明所建模型在具体问题的求解中是切实可行的,可以有效解决集输系统布局设计的4个基本问题,进而实现整个油田地面集输系统的布局优化。

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张卫兵, 王新华, 刘欣, 杜廷召

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油气管道建设中的安全保证存在两种指导思想控制管道自身安全性和控制安全距离。根据苏桥储气库的工程特点,基于控制管道自身安全性进行设计,分别从路由选择、管材设计、管道设置、管道敷设、标志桩设置5个设计考虑因素和管道焊接与检验、管道清管、管道试压3个施工验收因素给出保障苏桥储气库高压集输管道安全的设计施工方案,并采用量化风险评价的方法对不同孔径的泄漏后果进行模拟,同时进行失效频率和风险结果分析,指出苏桥储气库高压集输管道的设计方案是可靠的。

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王增国1, 李毅2, 詹燕民2, 高书鹏2, 蒋大伟3, 柴兆瑞3, 郑俊宏3, 许燕伟3

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海底管道作为海上油气资源开发中油气输送的大动脉,为了保证其安全、可靠运行,实施海底管道完整性管理是必然趋势。海底管道完整性管理是基于海量数据的管理,只有完善的数据模型支撑,才能实现大量完整性管理数据的高效管理和有效利用。中国海洋石油(中国)有限公司结合我国国情与海洋油气资源开发生产的实际需要,根据海底管道完整性管理的特点,在标准PODS5.0模型的基础上,对其进行扩展和完善,建立了基于PODS的海底管道数据模型SUPPODS1.0,并在此基础上,开发了海底管道完整性管理系统。通过海底管道完整性管理系统中的管道浏览器等功能,展示了SUPPODS1.0模型的实际应用效果。

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刘飞龙, 刘培林, 倪浩, 姜瑛

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采用水下生产系统开发南海某深水气田,回接管道距离长、高差大,流动安全保障是气田顺利开发的关键。应用OLGA软件对气田回接管道的运行工况进行模拟,结果表明当气田产量低于回接管道最低输气量时,管道持液量和压降迅速增大,可通过平台注入循环干气的方法提高管道输气量;当回接管道输气量降低或增加时,对浅水平台的工艺设施影响较大。在气田开发中应分析各种可能工况,应用流动安全保障技术为气田安全高效生产提供指导。

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施德海

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长输埋地管道防腐补口主要采用聚乙热收缩带(套),在现场实施3PE防腐成品管或环氧粉末防腐成品管与聚乙热收缩带(套)的粘接。介绍了防腐补口施工工艺、性能指标、技术要求、常见质量问题及注意事项,以供长输油气管道工程防腐施工借鉴,有效提高防腐补口质量,保证管道长期正常安全运行。

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许爱华, 张靖, 院振刚, 邹应勇, 崔兰德, 舒丹

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新疆克深2气田双金属复合管应用中出现了焊口开裂、延迟裂纹、打压刺漏和投产后刺漏等问题,造成很大经济损失。对复合管失效的各种原因进行深入调查,并进行实验室测试和理论分析,认为焊缝Ni、Cr元素稀释造成填充层盖面层硬度超高,韧性变差,止裂能力变弱等为本次复合管焊接失效的直接原因,部分跨河入地弹性敷设段,在冬季施工后管道收缩使焊口高硬度区承受较大弯曲应力导致复合管失效。根据调查分析结果,提出了新的焊接工艺,解决了复合管失效问题,并对复合管设计、生产制造、焊接工艺、现场施工提出了建议。

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王国丽, 赵乐晋, 管伟, 赵俊

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为了满足超大输量天然气的输送工艺要求,采用大直径、高压力、高钢级管道是发展趋势。通过分析,对于300×108~500×108 m3/a输量要求,推荐采用直径1 422 mm、压力12 MPa、钢级X80管道输气方案。基于对相关钢厂、管厂、阀门厂和施工建设单位等30余家企业的深度调研,从板卷生产、宽厚板生产、螺旋管生产、直缝管生产、弯管及管件生产、阀门生产供应、运输能力等方面,论证了1 422 mm/12 MPa/X80方案的可行性,结果表明该方案总体可行。该方案可以减少输气管道的建设数量,节省建设时间,减少占地和投资,便于今后运营管理。

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张宗杰, 谢青青, 文江波, 王喜

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干线天然气管道是我国重要的战略能源通道,其运行可靠性研究显得十分必要。基于国内外相关文献调研,结合干线天然气管道的工艺特点,对干线天然气管道运行可靠性的重点评价指标进行筛选,并给出计算方法;运用可靠性基本理论和统计学基本方法,提出一种针对管道单元及压气站单元的运行可靠性评价方法;运用可靠性框图,建立单元与系统之间的联系,运用故障树分析法确定系统的薄弱环节,最终提出干线天然气管道系统运行可靠性的评价方法。

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吴强1,2, 岳彦兵1,2, 张保勇1,2,3, 潘长虹1,2, 高霞1,2

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精确测量水合物热导率是开发应用水合物蓄冷空调技术的关键之一。限于水合物热物性及其亚稳态特征,相比常规材料,其热导率测量难度大、误差大,导致传统热导率测量方法不能直接用于水合物的热导率测试。综述了瞬态热线法、瞬态平面热源法、稳态平板法、热脉冲探针技术等水合物热导率测试方法的基本原理、应用现状及局限性。着重介绍了热脉冲探针-时域反射技术测试方法,该方法将热脉冲探针法与瞬态板热源法相结合,可有效克服和互补现有单一测量方法的不足,使测量结果更精确,对于今后水合物蓄冷技术和热导率测量方法的发展具有一定的现实意义。

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张希悉, 汪凤, 范玉然

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因高钢级(≥X90)管线钢难以依靠自身韧性止裂,同时缺乏适用于高钢级管线钢止裂器设计的相关准则,故对于向高钢级发展的国内天然气管道而言,在管道安全可靠性方面面临巨大挑战,而止裂控制问题是其中的关键。从理论研究和工程设计与应用两个方面系统梳理了天然气长输管道止裂控制技术的国内外发展历史与现状,介绍了相关计算公式和不同种类止裂器的功能原理,分析了当前止裂控制技术存在的问题与不足,指出了今后高钢级管线钢止裂控制的研究方向,对于促进高钢级天然气长输管道的发展具有指导意义。

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解明洋1, 李斌2, 崔蕾2, 王洪涛3, 严琳1

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当现有油田不具备继续开发价值或现有管道达到使用寿命时,需要对管道进行废弃处理,北美地区相关经验丰富,而我国则缺乏实际操作经验。针对陆上输油管道的废弃处理技术,论述了最常用的两种管道弃置处理方案,即原位弃置和回收弃置的选择依据,探讨了土地使用管理、土地沉陷、土壤及地下水污染、管道洁净度、穿跨越河流、腐蚀、公路铁路及公共设施穿跨越、管道水流渗入处理、附属设施、废弃成本等因素对弃置方案选择的影响,从而形成具有工程指导意义的管道弃置方案选择依据。

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王学力1,3, 刘雪峰2, 王宝安1, 田胜杰1, 林存伟1, 沙胜义1, 王博1

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冻土的冻胀、融沉特性关系到多年冻土区长输管道的安全运行,探地雷达技术作为一种能有效检测出管道周围地质结构和位置的技术手段,正逐步应用于多年冻土区管道安全检测领域。通过对漠河-大庆输油管道两段处于冻土区管道探地雷达的实地勘测,以及对检测数据结果的分析,获得了冻土区管道周围的冻土分布特征、状态和含冰量信息,以及在不同地表植被状况、地理位置、地形地貌、防护措施和年平均地温等情况下由于管道热作用影响所引起的冻土融化沉降信息,为制定多年冻土区长输管道安全运行措施提供了依据。

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沙胜义1, 冯庆善2, 王学力1, 燕冰川2, 贾光明2, 任重2, 费雪松2

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埋地管道凹坑缺陷开挖验证时,发现内检测结果与现场开挖验证结果间存在较大差异,因而为内检测数据的评估及修复判定带来困难。研究发现,这是由于缺少统一、规范的开挖验证程序和有效的测量方法造成的。结合目前国内外凹坑现场开挖验证方法及现场实践经验,提出了一套凹坑缺陷开挖验证程序,并根据现场实际进行开挖验证,结果表明该凹坑缺陷开挖验证程序具有可行性。着重对不同凹坑测量方法的结果进行了比较,结果表明三维激光扫描法能够得到准确的凹坑深度值和整体轮廓,并可基于输出结果直接进行应变分析等进一步的评估工作。

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赵帅1, 方杏兰2, 刘伟2, 闫相祯1, 韩丽玲1

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基于摩尔库伦准则建立盐穴矿柱失效函数,采用蒙特卡洛抽样法分析储气库矿柱安全可靠性,打破了传统方法难以对储气库可靠性具体量化的局限性。应用该方法计算了国内某盐穴储气库矿柱的可靠性指标和失效概率,结果表明:矿柱的失效概率随着盐穴埋深增加和夹层数增多而增大,随着储气库内压增大和矿柱宽度增大而减小;盐穴储气库的矿柱宽度对矿柱可靠性影响最大,在保证资源使用率最高的情况下,应尽量保证盐穴矿柱宽度/盐穴直径(跨径比)大于2;建议造穴时尽量采用埋深浅、夹层数少的优质盐岩层;储气库宜采用较大运行压力的运行模式,运行期间尽量减少低压运行时间。

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王小龙, 张劲军, 韩善鹏

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根据原油凝点与油温或地温的关系分析管道的流动保障安全性是常用方法,然而,在实际管道输送中,原油凝点会有一定波动,但现行SY/T 5536―2004《原油管道运行规程》没有明确凝点的取值方法,故当凝点波动幅度较大时,难以直接采用该技术规范。为此,提出基于凝点的均值和标准差两个统计特征值,结合现行技术规范,综合分析凝点均值及“均值加1~3倍标准差”与油温或地温的关系,判断管道流动保障安全性的方法。针对管输原油凝点波动很大的某长输管道,分析了其常温输送的可行性,验证了该方法的实用性。

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蒋连生1, 王帅2, 张志军3, 郭祎3, 许玉磊3

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成品油顺序输送管道因混油拖尾现象的存在,采用恒浓度切割方案可能造成前行油品无法充分利用质量指标裕量,而输送顺序发生变化时后行油品质量指标无法达标的情况。为此,探讨了混油拖尾现象的形成机理,并以中国石油西部成品油管道为例,分析了成品油顺序输送过程中混油尾的发展规律。基于此,计算给出了西部成品油管道兰州站和兰郑长管道郑州站的混油切割方案,并提出随着油品质量指标及流量等运行参数的变化,应根据油品输送顺序的不同,采用不同的混油浓度切割方案,即混油头切割时后行油品的切割浓度应高于输送顺序相反时混油尾中前行油品的切割浓度。

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全青, 吴海浩, 高歌, 王鹏宇, 宫敬

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针对石油工业中的蜡沉积问题,利用冷指实验装置研究了单相含蜡原油体系冷却液温度、油流温度和同一温差不同温度区间对蜡沉积规律的影响,得到了单相含蜡原油蜡沉积规律的宏观特性,并利用高温气相色谱(HTGC)装置分析沉积物组分的宏观变化。在相同油温条件下,随着冷却液温度的升高,蜡沉积速率减小而沉积物中高碳数组分比例增大;在相同冷却液温度条件下,随着油温从凝点附近增大至析蜡点以上,蜡沉积量先减小后增加最后再减小,沉积物中高碳数组分比例增大;在同一温差条件下,随着温度区间温度的升高,蜡沉积量的变化有波动但油温在析蜡点附近沉积量达到最大值,沉积物中高碳数组分比例一直增大。针对实际管流,环境温度基本恒定,通过升高入口油温减少沉积的发生,因此,在含蜡原油管输中,入口油温的选取对整个管输过程中蜡沉积的形成以及形成后的清理很重要。根据实验结果,入口油温不是越高越好,应保证入口油温低于析蜡点且整个管输过程中高于凝点5℃左右。

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万宇飞1, 邓道明1, 刘霞2, 曾德春2, 李洪福2, 陈曦1

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为了研究掺柴WF稠油黏度的相关规律,将WF空白稠油分别掺入质量分数分别为5%、10%、15%、20%和25%的柴油,测试混合油在不同温度下的表观黏度,比较可能适用的黏度计算模型预测结果和实验数据,结果表明:Walther黏温相关式适用于描述掺柴稠油混合油的黏温关系,而Chirinos模型、Shu模型和Miadonye模型的计算结果不能满足实际工程需要;采用反算出的c值,Cragoe模型可以很好地用于掺柴WF稠油黏度的预测,平均相对偏差小于5%。基于此,提出了一种可靠而简便的适用于实际工程的基于Cragoe模型的掺柴WF稠油黏度预测方法。

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石磊, 帅健, 许葵

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基础沉降对大型油罐的运行安全造成严重影响,特别是罐周不均匀沉降。以我国某油库在役储罐的实测沉降数据为基础,分别采用国内外储罐基础沉降控制标准SH/T 3123-2001、SY/T5921-2011、API 653-2009及EEMUA 159-2003对其进行安全评价。建立储罐沉降的有限元计算模型,分析基础不均匀沉降对储罐强度的影响。对比有限元计算方法,评价国内外标准的差异性,结果表明:国内外地基沉降控制标准对储罐沉降的要求较保守,特别是我国标准SY/T 5921-2011,比API 653-2009和EEMUS 159-2003对沉降量的要求更加严格。此外,目前国内外相关规范规定的储罐地基沉降指标不尽合理,沉降标准的制定应充分考虑储罐结构对地基变形的响应。

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高山卜1, 钱成文1, 张沛2, 张玉志1, 曾力波1, 田望1

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输油管道能耗指标受多种因素影响,为准确预测输油管道的能耗值,选择具有自组织、自适应能力且能逼近任意非线性连续映射的BP神经网络创建能耗预测模型;为提高模型的泛化能力,在传统的BP神经网络计算过程中加入误差控制公式,最终建立了基于改进的BP神经网络原油管道能耗预测模型。选用某输油管道运行能耗数据作为样本,为提高计算收敛速度和精度,对样本数据进行预处理,对建立的能耗预测模型进行训练和验证,得到该模型的模拟误差在2.77%以内,且模拟值能够真实反映真实值的变化趋势。将该模型推广至某天然气管道进行能耗预测,结果表明:其能够准确预测天然气管输能耗情况,预测误差不超过4.06%。因此,该模型适用于油气管输能耗预测,为管输能耗提供了一种新的预测方法。

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杨华, 孟宪海

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临邑输油站2008年建成的原油精密配输系统采用超声波流量计UFM3030,计量精确度极高,给临邑站的精密配输带来了极大便利,但对大管径、高输量的胜利油的计量精度较低。根据原油精密配输系统的工艺流程,介绍了超声波流量计的组成与测量原理,分析了在原油精密配输系统使用中超声波流量计UFM3030出现计量误差的原因。结果表明:UFM3030超声波流量计的精度与管输油品雷诺数有关,即超声波流量计的误差主要是油品、温度和输量(或管径)不同引起的。建议将胜利油给油泵出口汇管和鲁宁管道外输支管上换成完全不受雷诺数影响的五声道超声波流量计,以最大限度地避免当前的计量误差。

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杨锋平1, 毛纪峰2, 荣军3, 杨放1

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为保证国内0.8设计系数天然气管道试验段高强度试压具有足够的安全裕量,从环向应变与试压压力-容积图曲线非线性偏转量关系、现有标准对试压后管道径向膨胀量的允许值,以及压力逆转现象产生原因3个方面开展研究,提出3项高强度试压合格标准:①为避免管道大范围出现屈服,试压时的压力-容积图曲线非线性偏转量一般情况下不能超过0.2%,特殊情况下不能超过0.4%;②为避免管道局部出现较大塑性变形,试压后管道径向膨胀比例不得超过1.7%;③为进一步增加管道可靠度,可对管道进行无损检测,排除超过临界尺寸的管道缺陷。其中前两项为强制性标准,后一项为推荐性标准。

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张丰1, 郑军2, 彭鹏2, 赵君1, 刘文会1, 徐华天1, 薛致远1

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为了研究长输管道阴极保护管中电流的分布规律,采用数值模拟技术对3PE和石油沥青两种不同类型防腐层在不同阴极保护站间距下的管道阴极保护参数进行计算。根据计算结果分析了管道沿线的电流密度、管中电流及其产生的管道内阻电压降之间的关系和分布规律,进而对管道断电电位及其IR降进行探讨。结果表明:防腐层绝缘性能参数与管道阴极保护站间距参数相匹配时,可以实现近似均匀的保护效果,即管道沿线电位衰减很小、电流密度近似均匀散流到管道上;管中电流形成的管道内阻电压降是管地电位测量结果和断电电位测量中IR降的一部分,使用断电法评价防腐层绝缘性能时应远离管道通电点。

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樊学华, 庄贵涛, 李向阳, 于勇, 陈丽娟, 柯特

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管道工程建设对焊接质量、焊接效率和焊接技术水平的要求越来越高,合理选择焊接方法至关重要。系统梳理了目前长输油气管道建设常用的焊接方法,包括焊条电弧焊(SMAW)、钨极氩弧焊(GTAW)、半自动焊、自动焊,总结了其性能特点、优势不足和适用条件,参考国内重要管道工程的实际应用案例,考虑管材等级、直径、壁厚、输送介质、施工环境等因素,提出了长输油气管道焊接方法选择的一般性原则,为长输油气管道的建设施工提供了有价值的参考。

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周立飞

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为降低管道穿越大型垃圾填埋场垃圾自燃、沉降及腐蚀对管道的影响,解决穿越管道的安全问题,从垃圾自燃源头分析,结合勘测资料并借鉴城市垃圾填埋处理行业的理论和经验,建模计算垃圾场基础沉降和降解沉降数据,并对管道受力进行综合分析,以确定管道变形解决方案。参照管道防腐技术要求,分析垃圾成分化验检测数据,判定腐蚀等级,设置了防腐和阴极保护双重防护措施。管道多年运营监测结果显示,该穿越方案及防护措施合理有效,穿越处未发生自燃,沉降和腐蚀均可控,为今后类似管道穿越工程在方案选择,降低垃圾自燃、沉降和腐蚀对管道的影响,以及处理方案的确定提供了建议和参考。

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季明慧, 刘强, 荆祥海, 吴勇

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针对海底长输油气管道走向曲折多变,弯头多且曲率大,同时受平台作业空间和动力供应等限制,修复工程成本和技术风险迅速攀升的问题,研制了抗拉型RTP管,其是在具有高柔特性的芳纶增强热塑料复合管(RTP管)的基础上,增设了芳纶抗拉复合层,从而具有弯曲刚度小、径向刚度大、抗拉能力强、质量轻、耐磨损、承压高、安全可靠等优点。以抗拉型RTP管穿插海底长输油气管道为研究对象,通过理论推导和试验验证,提出了RTP管穿插海底长输油气管道牵引力计算模型,该模型运用于马来西亚石油公司海洋油气田17 km长输管道穿插修复工程,获得了令人满意的效果。

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李玉坤1, 李亚旭1, 陆忠2, 吴中林2, 刘德田2, 王兆坤1

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研究滩海天然气管道的变形规律和抗漂浮问题,可为该方面设计和计算提供参考依据,对保障管道安全运行有着重要意义。设计了滩海埋地天然气管道变形相似试验,模拟了在预定工况下滩海管道的变形过程,并采用有限元软件ANSYS计算了相同工况下的管道与土体的受力变形结果,与试验结果进行了对比,从而提出了一套关于滩海管道抗漂浮计算的有限元计算方法。采用ANSYS对实际工程管道的抗漂浮计算结果表明:在管道模型两端约束区,局部应力集中现象比较严重;远离约束区的管道各截面变形趋于一致,属于平面应变问题;随着管道埋深的减小,受浮力作用段管道的Y向位移加速增大。

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李玉杏1, 郁骁1, 赵勇强2, 王冰怀2, 苑莉钗2

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为了提高某油库储油罐的利用效率,拟将富余的2座5×104m3外浮顶原油储罐改造为内浮顶柴油罐。基于此,分析了改造过程中需要处理的储罐缺陷,针对基础沉降和不均匀沉降,管壁椭圆度、垂直度和水平度,底板腐蚀情况,以及罐体各部位的钢板厚度进行相应检测,按照相关规范要求进行校核,确定各部位改造的具体技术要求。此外,通过调研分析,提出应用双向子午线网壳技术作为改造内浮顶的网壳顶盖。相关经验为后续储罐的改造修复提供了作业依据。

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刘靓1, 田远2, 王群雁1

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输原油管道在输油生产过程中,会因输油站的误操作而造成管道水击现象,使管道发生局部超压、液柱分离和泵机组汽蚀。介绍了输油管道产生水击的原因;分析了日照―仪征原油管道压力自动调节系统、压力超限保护系统和水击控制系统的构成;对仪征误关进站阀的事故工况进行了模拟,分析说明了该管道的水击保护过程。结果表明:日照-仪征原油管道水击保护系统的应用具有可行性,可有效防止严重水击工况对管道和设备造成危害。

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史博会1, 王莹2, 吕晓方1, 王麟雁1, 殷素娜3, 宫敬1

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水合物分解机理的基础研究,是抑制水合物在油气管道流动体系形成冰堵,深入开展水合物矿开采,应用水合物作为媒介储存与运输气体、净化与分离气体,以及应用水合物浆液输送气体等技术研究的关键。结合国内外水合物分解的实验研究与理论研究,系统评述了流动体系水合物分解实验及相关模型的研究进展。通过水合物分解形态观测实验,可知水合物分解是依时吸热过程,受动力学、传质和传热等因素控制。总结了水合物颗粒大小、化学注剂、温度、压力以及气相组成等因素对水合物分解速率的影响。总体而言,水合物分解理论模型应用于流动体系的不多,将动力学、传质、传热等因素综合起来的模型有待成熟,基于此提出未来流动体系水合物分解研究的方向和建议。

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陶志刚1, 王龙2, 赵建国3

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油气管道外防腐层补口是管道防腐系统工程中的重要环节,防腐补口技术的研究和应用已成为管道寿命和运行安全的重要保障。综述了油气管道外防腐层补口技术研究与应用现状,对防腐补口的材料性能、技术工艺特点以及质量控制进行了详细分析,介绍了管道防腐补口技术的新发展,指出了我国当前管道防腐补口技术中存在的不足,并预示了未来管道防腐补口技术将向着材料节能环保、操作工艺简单、设备自动化程度高的方向发展。

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鲍峰1, 唐江华2, 刘宇斌2, 李鑫2

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油气管道工程全寿命期理念是一种全新理念,要求油气管道在全寿命期的各阶段,如前期策划、设计阶段到后期施工、运行、报废的各阶段,均体现经济节能、绿色环保、可持续性发展等要求。基于该理念,提出油气管道标准体系的核心目标和绿色目标,前者考虑管道工程质量可靠、经济最优,后者考虑管道工程产生的社会、环境影响。根据现有的油气管道标准状况,主要列出了前期策划、工程建设和运行管理 3 个阶段的标准体系结构,重点分析了 3 个阶段围绕核心目标和绿色目标的标准构成,并对油气管道全寿命期标准体系工作提出了更进一步的认识和要求。

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郝晓晨

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针对省域天然气产业发展过程中天然气资源配置、长输管道建设及消费市场开发三者之间的辨证关系,以陕西省天然气产业发展现状为背景,分别从天然气产业结构的上游、中游、下游着手,通过介绍上游气源产能情况与资源配置之间的关系,论述长输管网建设及配套设施发展状况,讨论下游天然气消费市场的发展潜力,并从消费结构、用气不均匀性等方面详细分析了该地区现阶段消费市场存在的问题,并提出应对措施。结果表明:在天然气产业发展过程中,将阶段性地出现资源配置、管道建设及市场开发三者之间互为制约的短板现象,燃气企业应综合考虑多方因素,在突破现阶段发展瓶颈的同时寻求均衡健康的发展之路。

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周军1, 李晓平1, 邓涛1, 陈仕林2, 万璐1, 纪小婷1, 石国赟1, 宫敬1

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集输系统优化设计是一类十分复杂的大型混合优化设计问题,其中有些子问题属于 NP 难题,由于管网结构、优化变量、目标函数以及变量类型的差异,产生大量不同的优化问题。随着油气集输管网优化设计各分支的发展,有必要给出管网优化设计的系统分类方法。为此,基于结构可解性原则,系统总结了国内外集输系统设计中的各类问题,提出了一种 5 参数的优化设计分类方法,明晰了各类子问题的差异性和关联性,并根据该方法梳理了该领域的国内外研究进展,结果表明:集输系统优化设计研究正朝着“多结构类型、多参数融合、高维空间、高效算法”的方向发展,为研究者提供了该领域体系结构方面的参考。

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张振永1, 张存华2, 管军2, 张金源1, 刘玉卿1

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结合西三线 0.8 设计系数试验段的现场高试验压力要求,系统地对管道试压水平与存留缺陷关系、管道试压下的屈服变形判定条件、累积塑性应变量计算以及压力-容积控制方法中的p-V 曲线等进行了分析,结果表明:高试验压力可以显著减少管道存留缺陷;管道试验压力和管材实际屈服强度为影响管道屈服的主要影响因素,试压管节的实际屈服强度若低于 93% SYMS,则会发生屈服变形,升压至最高试验压力时,管节的累积塑性应变量与其实际强度有关;管道注满水后的含气率和管道中的低强度钢管对p-V 曲线的形状影响较大。

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马廷霞1, 周俊鹏2, 李安军3

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长输管道高后果区识别及统计受人为因素影响较大,导致识别过程冗长,人力与物力消耗大,识别结果查询不便、通用性差、后处理困难,不能在次年识别过程中有效应用。根据 Q/SY 1180.2-2009 的相关规定,利用 Microsoft Visual Studio 2010 设计了一套完整的软件组织架构,完成了管道风险评价、管道完整性评价、数据库表结构及效能评价软件开发。该软件建立了完整的高后果因素数据库,能够杜绝工作人员在识别过程中对高后果因素的识别误差、等级划分误差、打分误差等人为错误;利用计算机软件系统整合全部数据,形成完整、规范的高后果区识别报告,可有效避免统计误差,形成完全一致的电子和书面报告,大大减少了工作时间,节约资金,形成统一的完整性管理工作信息平台,进一步提高了管道完整性管理水平。

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苏晨亮, 李昕, 周晶

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针对海底管道的中高强度钢腐蚀极限内压预测问题,采用有限元弹塑性分析方法,考虑材料非线性和几何非线性,建立非线性分析模型并与试验数据进行对比分析,验证了有限元模型的合理性和准确性。基于有限元计算结果分析得出腐蚀深度、腐蚀长度及腐蚀宽度对海底管道极限内压的影响,并回归得到了适用于轴向腐蚀管道极限荷载的计算公式。通过与腐蚀管道爆破试验数据和现有腐蚀管道计算方法的比较分析,验证了该方法能够得到较准确的结果,可为海底腐蚀管道在内压荷载作用下的评估提供一定的依据。

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温凯1,2, 张文伟2, 宫敬1, 李恒东2, 张振永2, 赵博渊1

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基于可靠性的设计和评价方法(RBDA)是天然气管道设计技术的发展方向,国内外学术界针对该方法的应用展开广泛研究。针对天然气管道基于可靠性设计与评价方法所涉及的理论内容,研究了管道可靠性的分析过程,给出了极限状态方程蒙特卡罗仿真的通用算法,建立了管道可靠度计算软件框架,并以 CSA Z662 附录 O 中提供的无缺陷管道屈服和破裂极限状态函数为例对某输气管道进行可靠度计算和参数的敏感性分析。最后,根据分析结果,对管道的设计和管理提出可行性建议。提出的计算方法将方程与仿真计算分离,适合将更多的方程列入计算框架中,可以对管道的可靠性进行全面分析。

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赵青, 李玉星

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碳捕集利用封存(CCUS)技术作为改善气候的重要选择,安全输送是其关键性纽带环节。管道输送被认为是陆上输送 CO2的最优形式,管输 CO2中所含杂质将影响 CO2相平衡及物性参数变化规律,进而影响管道运行。采用与已知实验值对比的方法优选状态方程,计算含杂质气体及水蒸气的多组分 CO2相平衡线及物性参数,与纯组分 CO2对比分析可知:PR 方程在 CO2等极性体系的气液相平衡及物性方面优于其他状态方程。非极性及弱极性杂质通过影响泡点线使两相区扩大,强极性杂质通过影响露点线使两相区扩大。CO2管输过程中,在一定温度、压力下,其密度和黏度会发生突变,比热容会出现极值,而杂质会改变突变和极值的对应温度和压力,采用高温、高压下的超临界态输送可以使其管内流动更稳定。

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王志方1, 李熠辰2, 张玉良3, 李波1

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长输天然气管道部分站场站控室、值班室面向工艺装置区设置,且开设非全密闭式玻璃窗,工艺装置区一旦发生泄漏爆炸将对站控室产生极大危害。在气象条件、运行压力、站控室与工艺区的间距等因素一定的情况下,天然气爆炸事故对站控室的影响取决于泄漏孔径的大小。以某典型运行站场为研究对象,利用 SAFETI 软件,对不同孔径下的泄漏爆炸事故进行模拟计算,结果表明:管道泄漏孔径小于 5 mm 的泄漏不会引发爆炸;孔径为 29 mm 及以下的泄漏爆炸对建筑物影响较小;孔径为 71 mm 的泄漏发生爆炸时,站控室的门窗及屋顶会严重破坏并可能坍塌;孔径 90 mm 及以上孔径泄漏发生爆炸时,建筑物可能会发生崩塌甚至倾倒。由此,虽然站控室至工艺装置区的距离满足了规范要求,但是遭受泄漏爆炸冲击波的危害后果仍较严重,建议对已建在用的站控室进行防爆加固,新建的工程项目需要进一步计算确定安全距离。

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李荣光1, 杜娟1, 张巍1, 刘雪峰2, 王洪刚3, 陈喆3, 周宝库2, 安迪2

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漠河-大庆管道途经区域大小河流遍布,一旦管道因冻胀融沉断裂、第三方破坏、水毁等原因发生溢油事故,管内俄罗斯原油(俄油)将可能流入水体造成污染。通过分析俄油自身物性,采用分光光度法和硅胶吸附法测试得到俄油的特征吸收峰和俄油在水体中的质量分数与油膜厚度的关系,得到俄油在水中质量分数与温度的非线性关系,并进行了原因分析。同时测试了俄油在水体中质量分数与温度的关系,通过室内模拟俄油在室温、无风、净水域情况下的扩散,了解水体中俄油的溶解和扩散参数,为生产管理部门制定应急预案和事故处理提供数据支持。

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付安庆, 吕乃欣, 白真权, 尹成先, 冯耀荣, 霍春勇
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采用电化学技术和失重法研究了管线钢在两种碳酸盐溶液中的交流杂散电流腐蚀行为。在稀/浓两种碳酸盐溶液中,电化学实验结果表明:管线钢的极化行为表现为极化曲线发生电流振荡现象,振荡幅度随交流电流密度与直流电流密度的比值增大而增大,在腐蚀电位 ±100 mV 附近振荡最为显著。腐蚀失重实验结果表明:当交流杂散电流密度为 0~20 A/m2时,发生均匀腐蚀且速率较小;当交流杂散电流密度为 20~100 A/m2(浓碳酸盐溶液)或 20~200 A/m2(稀碳酸盐溶液)时,发生均匀腐蚀且速率增大;当交流杂散电流密度为 200~500 A/m2(浓碳酸盐溶液)或大于 500 A/m2(稀碳酸盐溶液)时,发生局部点蚀。交流杂散电流造成的腐蚀量约为相同直流杂散电流造成腐蚀量的 1%。
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张兴1, 李柏松1, 林嵩1, 谭东杰1, 李树勋2

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轴流式天然气调压器是保障长输管道安全供气的重要设备,为提高调压器流场性能,对其主阀结构进行优化改进,借助 Solidworks 软件对调压器改进前后的主阀内部流道进行三维建模,并采用 CFX 软件对内部流场进行可视化研究,求解得到调压器内部压力、速度分布云图及速度矢量图;对改进前后阀内流道形状及阀后加入节流孔板前后调压器的流场特性进行对比分析,结果表明:改进流道形状及加入孔板后,主阀内部流场漩涡有所减少,局部最高流速明显降低,压力分布更加均匀,调压器流场得到优化,性能进一步提升。

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刘国豪1, 姜勇2, 刘雪峰3, 林嵩1, 李柏松1, 张巍1, 张轩1

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输油泵机组的鉴定验收测试项目包括性能测试、可靠性测试和噪音测试,在进行正式鉴定验收测试之前,先进行一次性能试应用测试,以便为下一步顺利完成正式验收测试提供建议和指导。以国内某站安装国产化泵测试为例,介绍了试应用站场的情况、国产输油主泵的技术特点以及性能测试方法、测试仪器与评价指标等情况。对 2 台相同参数的国产泵和国外泵性能测试结果进行对比分析,结果表明:两种测试流量下国产泵现场应用性能良好,电机耗电、泵效率、机组效率等主要参数接近国外产品先进水平,达到设计要求。针对测试中遇到的流量限制、振动偏大等问题提出了解决方法,对下一步鉴定验收测试给出了相关建议。

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李玉坤1, 张辉1, 刘德田2, 王志伟2, 尹文柱2, 杜世勇2

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近年来在悬索管桥结构设计中去掉了稳定索,简化工艺虽然未对管桥的正常运行产生影响,但尚缺少理论支持。基于此,以国内某悬索管桥为例,运用 ANSYS 软件建立了该管桥的 4 个有限元模型,通过对比 4 个模型分别在静力、模态、风振及清管工况中的位移、应力响应,研究稳定索对该结构在各个工况下的稳定性及强度的影响。研究表明:稳定索仅对悬索管桥竖向刚度有较小影响,对结构强度基本没有影响,因此,在悬索管桥中不设置稳定索结构是安全的。

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张煜坤1, 陈娟1, 黄保龙2, 宋锦1

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针对油气管道采用机械管卡进行临时堵漏时,停输工艺施工周期长,对下游影响大,而不停输封堵工艺施工风险大、费用高的问题,提出了海底管道隔离套筒法修复技术,隔离套筒严格按照国内外标准规范设计,并采用有限元方法校核所有应力集中点,通过理论研究和模拟试验,证实其为一种安全可靠的在役管道维修技术。将该技术应用于番禺 30-1 海底管道的局部泄漏,修复期间保留原有管卡,而且无需管道停输。该项技术的成功应用进一步提高了国内海底管道的在线维修技术水平。

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马思平, 邵江云, 王胜, 李培, 魏萍, 高飞, 李鹏, 汪泳吉

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目前,苏里格气田已进入快速发展的新时期,经勘探开发评价,该气田属低渗、低压、低丰度的“三低”岩性气藏,有效开发难度大。根据苏里格气田集输工艺的特点,结合苏 54 区块采气管网布局现状和地理位置的局限性,将已建采气管网与苏里格气田较成熟的采气管网模式进行对比分析,制定了适应苏里格气田集中增压的“枝上枝”阀组布站工艺技术方案。与传统分散增压集气站技术、集中增压集气站技术相比,该技术方案缩短了采气管道长度,降低了征地和占压公路的费用,加快了区块开发建产的速度,实现了苏里格气田低成本滚动开发的目标,可为类似“三低”气田的开发和建设提供参考。

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李睿1, 朱建平2, 张鑫3, 冯少广3, 侯宇3, 刘国豪3

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3PE 防腐涂层管道现场补口基本采用环氧底漆+热收缩带结构,剥离强度测试是评价补口防腐层粘接性能的主要方式。目前现场大多采用弹簧秤进行剥离性能测试,存在无法准确控制剥离速度和角度,以及无法实现管道补口各方位检测等问题。在角度可调的等腰三角形结构理论的基础上,对测试设备拉伸和角度控制系统进行了优化设计,采用模块化设计思想,编写了系统操作软件,研制出的便携式剥离试验机,实现了 3PE 防腐涂层的剥离强度测试速度与角度可控,可对拉力进行直接测量,独特的三角形结构满足 90°剥离角度的需求,调速的 2 台步进电机控制实现了 10 mm/min的剥离速度要求。试验结果表明:其精度达到 1%,可用于工程检测评价。

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周世刚

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针对集输系统在用加热炉存在不同程度的炉管结垢,炉管弯曲变形,腐蚀渗漏,对流室结露、偏流,炉效低等问题,分析了管式加热炉、真空相变加热炉和承压相变加热炉的主要结构、工作原理、技术特点及存在的问题。结合现场应用,提出应根据被加热介质的物性特点合理选择加热炉类型:掺水加热、系统来液加热宜选用管式加热炉,原油外输加热、热化学脱水加热宜选用承压相变加热炉。研究结果对高凝稠油油田的原油集输处理具有一定的参考价值。

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孙成德1, 淦邦1, 王庆2

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原油储罐清洗作业的施工工序主要包括设备安装、油洗与水洗、人工清渣和设备拆除,其中清洗设备的安装与拆除、油洗与水洗工艺有待进一步改进,以提高原油储罐机械清洗效率。通过设备的模块化,即将阀门和管件制作成模块,整体安装与拆除,可缩短机械清洗作业安装与拆除所需时间;通过油洗与水洗工艺的优化,如提高罐顶清洗原油压力、调节清洗油供给量和原油回收量等措施,有效减少了清洗所需时间。实例应用结果表明,该优化方法减少了不必要的清洗时间,提高了设备的使用效率,同时清洗效果得到了可靠保障。

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魏广锋1, 陈子鑫2, 刘雪亮1, 秦阳2

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中乌天然气管道涉及多国跨境贸易计量交接,为了提高跨国贸易交接计量仪表精度,延长检定周期。在乌兹别克斯坦首、末站安装了超声波流量计远程诊断(CBM)系统。通过 CBM 系统的软硬件完成超声波流量计的远程声速核查,以及增益和信号质量等相关参数的指标确认,实现了预定目标,减少了大量因重复安装调试维护所投入的维护费用,降低了输气生产时间成本,为输气生产中的工艺、计量等故障分析提供了依据,提高了计量管理的工作水平,为跨国长距离天然气输气管道计量管理工作积累了宝贵经验。

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周利剑, 贾韶辉

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管道完整性管理信息化技术在管道完整性管理工作中的规范化、标准化以及智能化方面发挥着越来越重要的作用。国内外管道管理者在信息化的技术标准、系统架构、决策支持等方面开展了大量研究与应用,取得了丰富的成果。系统阐述了管道完整性管理信息化技术的发展现状,并从大数据下的关联分析技术、物联网技术、移动智能终端的应用3个方面探讨了管道完整性管理信息化技术的发展方向。今后需要进一步提升数据应用水平,发挥数据整体价值,加强新技术的研究与应用,改变传统的生产方式,优化工作流程,使管理更智能。

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王婷1, 玄文博1, 周利剑1, 杨辉1, 赵海峰2

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中国石油对于重大事故的分析与经验分享较为重视,但缺乏对于较轻微事故或事件的分析、发布和共享,不利于发现事故/事件规律,难以保障油气管道等生产设施的本质安全。通过分析国内外油气管道失效数据库的建立与使用情况,阐述了建立、维护油气管道失效数据库的重要性,总结了当前中国石油油气管道失效数据库存在的问题,包括管理标准缺失,缺乏体系约束与政策激励。结合美国、加拿大、欧洲、英国等失效数据库的失效定义、上报流程以及国内管道行业失效信息收集的实际情况,给出了中国石油油气管道失效数据库的进一步推广建议。

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郭磊1, 许芳霞2, 周利剑1, 贾韶辉1, 任武1, 高海康1

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从油气长输管道完整性数据的应用现状出发,提出了管道完整性数据集成应用的现实需求,通过比较现有数据集成技术,进一步分析了管道完整性数据集成的需求和目标,分别从管道完整性数据库构建及应用平台两个方面对实施路线进行了阐述。结合管道内检测应用实例,分别从完整性数据支持、数据对齐、数据分析展示 3 个方面验证了基于管道完整性管理系统的数据集成应用效果,有效解决了数据不统一、利用效率低、应用效果不理想等问题,从而为管道完整性管理及相关技术应用提供更加有效的手段,为实际管理决策提供更加有效的支持。

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李振宇1, 黄保龙2, 周利剑1, 贾韶辉1, 张新建1, 张冬梅3

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站场完整性数据管理所需的数据种类不断发展,数据模型作为数据管理的基础,采用针对每种具体对象建模的传统建模方式,数据要素之间关联性弱,且频繁变化的数据项造成模型不稳定,导致管理中各业务之间无法形成有效的闭环。以油气长输管道数据模型为基础,结合我国站场管道完整性管理的业务需求,提出了一种满足站场完整性管理业务需求的空间数据模型。该模型以几何网络为基础,建立管网和站场设备设施的空间拓扑关系,同时考虑定制和扩展性能,以满足对新技术、新方法的支持。结合该模型在某大型油气管道站场的应用,论述了其应用效果,具有较强的实际指导意义。

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刘亮1, 韩文超1, 丁淑春2, 罗京伟3, 欧新伟1, 任武1, 高海康1

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为了使中国石油管道完整性管理系统具有更高的扩展性、灵活性、稳定性,进行了架构的调整和持续优化,目前与多个第三方系统进行了对接,逐渐形成了基于服务架构(SOA)的系统。面向SOA 的设计系统根据业务需要,将不同模块抽象成低耦合、高内聚的不同服务,这些服务需要支持行业标准接口方式和规范,以便外部系统或第三方系统可以调用不同的服务,将各个服务整合起来,实现一个针对特定业务的专项系统。基于此,介绍了管道完整性管理系统的功能,列举了管道完整性管理系统所提供的各种服务,并结合实例对各类服务进行阐述,彰显了基于服务架构的管道完整性管理系统的优越性,势必为管道完整性管理业务提供更多的决策支持。

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杨宝龙1, 刘晓元2, 周利剑1, 贾韶辉1, 韩文超1

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对于大型管道运营企业,借助现有的管理理念与技术手段实现完整性管理真正落地,推动其和谐、持续发展日显重要。结合企业信息生态系统的研究理论,以中国石油管道完整性管理系统(PIS)建设与推广应用为依托,以中国石油管道完整性管理业务应用为主线,效仿自然生态系统的物质循环方式,利用生态学的观点和方法,遵循开放、有序、合作、共赢的原则,以技术和管理手段将不同标准、数据、业务、工具、外部系统和用户通过信息流建立各条“生态链”,逐步构建了企业管道完整性管理信息生态系统模型,为中国石油管道完整性管理信息化的可持续发展提供了理论基础与实践指南。

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黄玲, 吴明, 王卫强, 石海涛, 王鹏, 范开峰

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根据油气长输管道数字化管理的需要,以拓普康高精度 RTK 测量系统测得的管道沿线数据为基础,采用 Visual Studio 2008 作为系统开发工具,使用面向对象的程序设计语言 C# 作为开发语言,结合 ArcGIS Engine 二次开发组件,以 File GeoDatabase 及 SQL Server 2005数据库分布存储系统数据,设计并实现了三维长输管道信息系统。将该系统应用于东北地区某长输管道,结果表明:其可实现二三维联动显示场景、地图图层管理、管道信息查询、管道数据维护、地图输出等功能,从而为长输管道的运行管理提供决策支持。

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牛殿国1, 李兴涛1, 禹胜阳1, 陈泳何2

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针对高含蜡原油因结蜡导致管道堵塞和停输再启动困难的问题,基于运行参数分析,通过长输管道水力摩阻计算公式变换及 SPS 模型拟合,计算得到了管道内以结蜡为主的不可流出物的含量,并利用加剂油头到达末站引起过滤器堵塞及油头凝点变低的现象,得到了管道内实际不可流出物的体积,与模型计算结果对比表明:计算含蜡量与实际含蜡量相吻合,模型基本满足要求。由于乍得加剂高凝油与非加剂高凝油的黏度差别较大,提出了一种根据各阀室站场间压力差变化来跟踪加剂油头的方法,用于判断加剂油头到达的大概位置,为高凝高含蜡原油管道加剂时间及加剂量的确定提供参考。

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周建1, 汤淼2, 邹晓琴3, 唐恂1, 张文艳1
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原油差温顺序输送管道最大安全停输时间的确定是目前原油顺序输送技术领域重要而又尚无公认可行方法的技术难点。为此,基于数值模拟结果,从“再启动难易程度”的角度对停输安全性进行分析。通过一系列理论分析,导出了既能满足生产需求又简便易行的原油差温顺序输送管道最大安全停输时间的确定方法:对于不存在停输危险性的停输时机,理论上最大安全停输时间为无穷大;对于存在停输危险性的停输时机,通过数值模拟分析,先找到刚好使无量纲排空时间趋于无穷大的停输时间,再进一步在该停输时间附近找到满足判定条件“只要再启动过程出现进站流量随时间减小的现象都不安全”的停输时间,即最大安全停输时间。该方法同时适用于普通含蜡原油管道。
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魏同锋

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为了研究小口径管道超声波检测中探头与曲面耦合的补偿问题,对超声波平面探头、曲面探头与小口径管道曲面接触情况进行分析,根据曲率修正系数与归一化曲率半径的关系曲线得出需要补偿的增益。通过小口径管道超声波检测耦合曲面修正实验,利用选定探头的平面和修磨后的曲面对 SGB 试块的标准反射体进行扫描,在 80%波高下记录反射当量的分贝值。研究结果表明:曲面探头与 SGB 试块的弧面半径差越大,标准反射体的反射回波越小,所需的耦合曲面修正系数越大,且探头曲面曲率半径大于试块弧面曲率半径时的耦合效果较好。

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彭祥1, 胡峻1, 徐铭2

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基于我国现阶段成功度评价法尚未成为项目后评价主要方法的现状,以管道建设中站场增输扩容改造项目为例,探讨研究成功度评价法在项目后评价中的应用。介绍了成功度评价法的特点、使用范围、项目成功度等级的含义,建立了包括项目目标层、评价层、分析层和操作层共 4 个层次的项目后评价体系,通过专家问卷调查法,从项目目标、建设运营过程、经济效益、影响以及持续性5个方面对建设项目进行后评价,得到相关重要度及评价等级数据,计算出每个评价指标的权重和加权等级,进而得到项目综合成功度评价结果。最后,根据评价结果分析站场增输扩容改造项目的实施情况,总结建设项目管理经验,并对具体应用时需注意的若干问题给出了建议。应用实例表明:成功度评价法在项目后评价工作中具有准确性和有效性,可以在管道建设项目后评价工作中推广应用。

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苏吉鑫, 张的, 巴胜富, 鲁飞, 任启乐, 韩彩红, 朱华清, 庞雷

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针对传统的储罐机械清洗设备及其技术在部分环节上的不足,提出了具体的改进措施:将一罐增加为两罐,使离心泵始终在常压状态下工作;将制氮机与氧气检测仪联动运行,以安全控制罐内氧气的体积分数;将油水分离装置改成自动密闭撇油容器,以防止油气扩散,降低人员劳动强度;安装气动控制阀门,避免人员在油罐浮顶上切换清洗机,增强了安全保障。通过真空回收、监测、撇油、清洗机切换等技术改进和创新,引导油罐底泥清洗技术向高效化、密闭化、自动化的方向发展,值得普遍应用与推广。

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张四毛1, 蔡亮2, 李斌3, 赵磊3, 李哲3

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我国管道控制室工程建设、运行控制和防爆设计等方面的标准较为成熟,但其管理类标准有待进一步完善。将我国与美国有关管道控制室管理标准的关键技术进行比对,显见美国管道控制室管理标准更加系统、完善,主要表现在:美国标准明确了管道控制室和轮班制术语,针对管道控制室人员职责和变更管理的规定严格细致,建立了油气管道从业人员资格认证标准体系和人员疲劳风险管理体系等。基于此,提出借鉴美国管道控制室标准的先进性,提高我国油气管道运行管理水平的建议。

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王维斌1, 周海鹏2, 康叶伟1, 胡路胜3

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为解决管道补口热收缩带剥离强度人工抽检效率低、人为因素影响大的问题,通过超声波理论分析以及对不同粘接强度管道补口试件的试验分析,以及采用超声检测技术对管道补口热收缩带的粘接质量进行无损检测,实现剥离强度的定性及半定量评价,确定了能够明显反映管道补口热收缩带剥离强度的超声波特征参数。研究表明:超声波信号平均功率和低频能量两个参量与热收缩带剥离强度呈反比,可用于剥离强度的全面、快速检测。基于这两个参数指标,采用超声波反射法对补口样品的测试结果与补口样品手动机械拉伸测试结果一致,验证了参数选择的有效性。超声波特征参数可为建立补口热收缩带粘接质量的超声无损检测方法提供参考依据。

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王琳, 贺宝龙, 潘旭海

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针对 LNG 泄漏在地面上潜在危险的分析,需要对其在地面上扩散和蒸发速率的变化进行准确预测。基于液体扩散的动力学模型和热传递模型,采用微分方法建立了 LNG 在连续性泄漏情况下液池漫延半径、蒸发速率随时间变化的预测模型,克服了现有预测模型单纯依赖一维傅里叶导热方程的局限性。根据所建立的预测模型,LNG 液池蒸发速率先随时间线性增加到最大值,随后随时间的延长而降低,即与时间的平方根成反比。以5 m3圆柱形 LNG 储罐为例,计算得到 LNG 泄漏的速率为 19.92 kg/s,泄漏完全所需时间为 69 s,液池半径达到最大的时间为 33 s,液池半径最大值为 7 m,0~33 s 时间内 LNG 蒸发速率先线性达到最大值 19.92 kg/s,34~69 s 时间内液池蒸发速率与时间平方根成反比,液池厚度由 2.3 mm 逐渐增加到 6 mm。

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廖柯熹1, 肖杰1, 朱勇2, 华红玲1, 肖薇3

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为全面了解某海底天然气管道的运行状况,保证天然气海管的安全运行,通过建立天然气海底管道仿真模型和腐蚀预测模型,分别对水露点含水量状态和饱和含水量状态下的不同典型工况进行分析,得出了天然气海管流动参数分布规律、流型、积液量、水合物生成以及管道腐蚀情况。结果表明:在两种含水状态下,海管运行参数均在设计范围之内,且均无水合物生成;水露点含水量状态下积液量几乎为 0,管内流型为单相流,仅立管处有轻微腐蚀;饱和含水量状态下积液量较大,管内流型为分层流,整个管道均会发生中度腐蚀。该分析结果可为海底天然气管道采取有效的防护措施提供参考依据。

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朱哲野, 卢金树, 刘枫琛, 朱发新, 李玉乐

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探索油气蒸发排放规律,控制油气排放是保持油品品质、防止油气爆炸、减少大气污染以及实现储运安全与节能减排目标的最根本手段。在类似油船油舱这种有特定开口的限制性空间中,影响油品蒸发排放的因素很多。研究了在晃荡条件下油品气液两相间质量传递机理,揭示了类似船舶摇晃、液货装卸等外来扰动引起的液舱晃荡对油气的气液传质速率的影响以及相应的物理场变化特征。详细介绍了整个模型实验的构思与设计,并给出了部分典型实验结果及相关实验现象的分析。该研究有利于海上油气储运的安全作业,可为液货装卸、呼吸阀开闭等作业的优化控制提供理论依据和数据支持。

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孙建刚, 赵文峰, 李庆杰

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参考国内外应用成熟的稠油降粘工艺,结合克拉玛依石化公司的加工技术,提出了风城稠油掺柴降粘外输方案。重点研究了风城稠油特性,掺柴后的混油特性,掺柴工艺流程,不同输量下管道运行的水力、热力条件,以及最小启输量、最大输量及安全停输时间等。结果表明:掺柴后的混油在一定温度下表现出牛顿流体特性;掺稀工艺满足事故工况和投产初期低输量运行要求,低黏度下满足设计输量的最小掺柴质量分数为 20%,高黏度下满足设计输量的最小掺柴质量分数为 25%,且低黏度和高黏度下管道外输量适应范围较大。风城超稠油外输管道的顺利投产,可为我国今后设计线路更长、输量更大的稠油外输管道提供参考。

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于涛, 殷炳纲, 林永刚, 孙法峰, 殷素娜

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长呼原油管道为保温管道,在投产运行的首个冬季,没有成熟的运行经验可供参考。为此,梳理了运行影响因素,进而通过对沿线油温、地温及物性进行跟踪统计分析,逐步调整优化运行方案,在确保安全运行的前提下,实现了节能降耗。通过优化运行方案,由全线各站全部启炉(运行 6 台加热炉)调整为仅需 3 站启炉(运行 4 台加热炉),全线温降相比设计和投产初期温降数值大幅降低,降凝剂用量节约 25%,实际运行平均总传热系数低于设计值。由此可知,保温原油管道结蜡现象不明显,生产单耗小,节能优势明显。

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王斌1, 邵晓2, 徐志诚3

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采用英国水力集团公司(HAL)SSL 公司的 VariSim 动态模拟分析软件,建立在线实时监控系统和离线仿真培训系统模型。在线实时仿真需要从 SCADA 系统中实时获得模型驱动所需要的关键性数据。VariSim“白箱”在线模型,实时利用管道运行的数据对管道的实时状态进行完整的动态模拟仿真,可以用于仪表分析,管道泄漏检测和定位,清管球跟踪,批次和混油跟踪,全线任意位置点的压力、温度、流量预测等。在线仿真软件的实时动态模拟,可为管道的实际生产操作提供重要参考。

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李义鹏1,2, 刘全桢1,2, 孙立富1,2, 孟鹤1,2

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通过测试试验分析了油罐车在加油站卸油过程中油品自身产生的静电特性,油罐车油面电位检测,是在油罐车装油及行驶过程中,将油面电位测量仪放置在油面中间,实时检测油罐车内油品的油面电位;油罐车对地电阻检测,是使用兆欧表直接测量油罐车罐体与接地体之间的电阻;油罐车底部采样及控油根过程油品电荷密度检测,是使用法拉第筒及数字电荷量表,测量油品的电荷密度。在检测过程中,油面电位最高 4 210 V,低于国标 GB 6951 规定的 12 000 V;油罐车对地电阻基本满足 GB 12158 防止静电事故通用导则中关于静电导体泄漏电阻的要求(小于 106Ω);油品电荷密度最大 15 μC/m3,油品带电量较小。结果表明:在加油站卸油过程中,油品自身产生的静电较少,由油品静电引发的静电放电概率较低,静电风险主要由人体静电产生。

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查广平1, 查淑娟2, 冯启涛1, 陶秋丽3

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长输管道油气站场设施包括工艺区及其辅助设施区,作为主体部分的工艺区又分为储罐区、露天生产装置区以及棚式生产装置区等。工艺区灭火器的数量因采用不同规范而产生差异,以储罐、露天生产装置区、棚式生产装置区的占地面积作为计算单元,对工艺区火灾危险场所分别计算每个计算单元的保护面积,火灾危险场所设置消火栓系统或灭火系统时考虑折减系数后确定的计算单元的保护面积。通过对两种计算单元保护面积配置的灭火器材进行保护距离复核,结果表明其满足灭火器保护距离的计算单元保护面积,可作为该工艺区的保护面积进行灭火器材配置。采用这种方法,工艺区灭火器配置更符合实际需要,对扑救初期火灾具有相当重要的参考作用。

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廖珈博, 曹志柱, 郭渠江

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紧急关断系统(ESD)是输气站场自动化系统的重要组成部分,其可靠性与设备自身、外部供电情况等因素有关。以近几年川气东送输气管道沿线站场 ESD 误触发事故为例,对川气东送管道沿线各输气站场 ESD 系统误触发事件进行整理、分析,得出 ESD 外部供电系统异常是 ESD 误触发的主要原因;从 ESD 系统上级供电、同级负载及下级负载等方面,对导致 ESD 系统误触发的设备因素、人为因素、设计因素进行分析,提出防范措施。将防范措施推广应用于川气东送各站场,验证了其能够明显提高 ESD 系统在应用过程中的可靠性。

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冯庆善

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过去几十年,管道风险评估技术得到快速发展,但依然沿袭传统的风险评估技术发展之路,在专家风险认知、事故概率统计等基础上,利用对外在风险认知程度对评估对象进行预测分析,其核心问题是风险评估的模型是基于有限的数据基础对整个系统进行评估的理念。随着管道发展到大数据时代,在实现管道属性相关数据对齐并纳入数据库的条件下,形成了管道大数据,在很多方面具备了“样本=总体”的基础,使风险评估技术及管理发生了相应转变。根据工程实践,初步论述了对管道大数据基本概念和定义的理解,探索和思考了在大数据条件下由工程适用性评估替代风险评估,依靠外因评估转变为依靠内因评估,以及风险专家评估转变为数据评估等方面的内容,同时提出了需要注意的问题和发展方向。

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陈朋超

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中俄漠大管道是我国第一条穿越多年冻土区域的大口径长距离输油管道,因地理位置特殊,运营条件恶劣,维修维护困难,而受到前所未有的关注。概述了该跨国管道的基本情况,对其建设运行以来遇到的各类风险进行了详细分析,介绍了面对这些风险的解决方案和成功经验,总结了运行以来取得的各类成果,如针对性地采取缺陷修复、冻土灾害治理、低温维抢修设备改造等一系列预控措施。基于问题分析和经验总结,提出了高寒冻土区管道设计、建设过程中的优化建议,从而为我国高寒地区管道设计、施工管理和技术发展提供参考。

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杨静1, 边文娟1, 王楚琦1, 岑康2

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我国LNG产业最近10年发展迅猛,但相关法规标准的制定相对落后。而美国、加拿大、日本以及部分欧洲国家的LNG产业经过几十年的发展已相对成熟,建立了相对完善的LNG法规标准体系。通过深入分析国内外LNG产业现行法规标准体系的应用现状、差异及发展动态,提出了我国LNG产业今后的建标方向,包括:建立我国自有的LNG火灾热辐射强度计算、LNG蒸气扩散数学模型及HAZ0P评价导则等理论体系;发展能与LNG行业标准相匹配且拥有自主知识产权的先进工艺技术;加快研发制造一流的工艺装备,使建立的标准发挥引领产业发展的作用;建立LNG火灾科学实验基地,通过科学实验研究LNG抢险和火灾扑救技术,从而为我国LNG技术标准体系的建立与完善提供参考。

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王保群1, 林燕红2, 焦中良1

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中俄原油管道作为国内第一条途经多年冻土区的原油管道。该项目的主要特点:长距离穿越多年冻土区和原始森林区,采取常温输送的输油工艺,沿线野生动植物种类繁多,生态环境脆弱。项目建设取得的主要经验:多年冻土区采用“埋地+厚壁管+换填+保温层”的管道敷设方法,纵坡地段采用木屑护坡,多年冻土区选择冬季施工,边境施工采用“封闭建设区”的管理模式等。该项目实测的油温、黏度等油品物性,根据实测地温反推得到的传热系数等基本参数可为类似项目提供设计依据,运行过程中发现的设计余量小、管道结露等相关问题可为今后类似项目提供参考。

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冯少广1, 张鑫1, 马涛2, 李荣光1, 蔡永军1, 陈朋超3, 马云宾1

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漠大线自投产以来,全年均为正温输送,且输送温度远高于设计温度,因而加速了管道周围冻土区的融化,管道容易发生融沉,安全性面临极大考验。结合漠大线投产后的实际运行情况,参考冻土区工程建设经验,设计了热棒与粗颗粒土换填相结合的多年冻土沼泽区域管道融沉防治方案,并在漠大线K305处完成了100m示范段建设,并在示范段管道周围土壤中安装了温度监测系统,通过近一年的温度监测数据分析了目前示范段的融沉防治情况。结果表明:热棒的安装降低了管道地基的温度,增加了土壤的冷储量,起到了稳定地基的作用,而管道底部换填的粗颗粒土可以保障热棒的制冷作用不会引发管道冻胀灾害。

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蔡永军1, 王凯濛1, 张世斌2, 赵迎波2, 马云宾1, 张修和2, 陈朋超1, 赵海峰3

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冻胀、翘曲、水土流失等多种因素都会造成冻土区管道表层覆土减少甚至管道裸露,不同原因引起的露管需要采取不同的处置方法,因此必须首先检测确认露管原因,才能有针对性地制定治理措施。上拱、翘曲等冻土灾害都会造成管道的弯曲变形,而受水土流失影响的管道则会保持平直。实践中形成了一种探管仪结合水准仪的管道平顺性检测方法,该方法无需开挖管道和安装设备,只进行地面检测就能够快速判断管道是否发生弯曲变形。通过对2个典型的露管案例进行分析,发现冻土融化引起的管堤下沉、水流冲刷造成的水土流失是冻土管道露管的主要原因。针对冻土区管道露管原因,提出了清淤、换填、重新回填和修筑水工的治理措施,并针对不同的原因给出了推荐做法。

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张世斌1, 王学力1, 沙胜义1, 张爱国1, 吴官生1, 马云宾2, 王琦3

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冻胀、融沉是多年冻土区漠河―大庆(漠大)输油管道面临的重要风险之一。为了识别冻胀、融沉给漠大输油管道带来的风险,基于液体压力原理,在强冻胀、融沉区建立了一套自动采集和远程传输数据的冻胀、融沉监测系统,并进一步阐述了该监测系统的原理、组成及其功能。通过对漠大输油管道为期一年的位移监测数据进行比较和分析,确定了该区域管道冻胀、融沉的具体变化情况;并采用ABAQUS有限元分析软件,计算了最大管体竖向位移所引起的载荷,依据规范判定管道在目前的位移载荷作用下是安全的。实践表明,该系统对管道冻胀、融沉的有效监测,对于保障多年冻土区长输管道的安全运行具有重要作用。

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徐承伟1, 刘晓鹏2, 姜有文1, 刘玲莉1, 陈洪源1, 薛致远1, 赵瑛3

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针对现有Cu/CuSO4参比电极和Zn参比电极无法在低温下保持稳定基准电位,以及受环境污染较大等问题,研制了一套可应用于冻土区的防冻型Cu/CuSO4参比电极。该参比电极在罐体材料及结构、防冻电解液等方面进行了技术创新,具有受外界干扰小、可连续补液、使用寿命长、结构合理、使用方便等优点。在实验室内不同温度下测量X65钢对Zn电极、普通Cu/CuSO4参比电极及防冻型Cu/CuSO4参比电极的电位,结果表明:防冻型Cu/CuSO4参比电极在-20~20℃内电位变化仅为73mV,基准电位比常用参比电极更稳定。采用能斯特方程对不同温度下的防冻型参比电极的电位差进行计算,计算结果与现场测量值基本吻合。

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吴振宁, 赵猛, 李云超, 唐岩, 彭元

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为消除原油管道收发球过程中人为操作下误操作的可能性,介绍了一种新的阀门互锁方法,与以往使用电气设备进行互锁不同的是,该方法不需添加任何硬件,大大节约了成本,并减少了电气互锁流程操作的复杂性。其主要利用漠大原油管道站场目前使用的利密托克电动执行机构中的ESD功能,并采用PLC软件系统与执行机构硬件功能相结合的方式,启用执行机构的ESD功能,并设置ESD优先级别高于就地级别,进行现场线路连接,完成PLC程序的编制,使旁路阀门和主管道阀门只能按照工艺要求的操作流程操作,否则阀门命令无法执行,从而实现阀门在就地状态下的互锁,防止因操作人员的误操作带来的运行风险。

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何兆洋1,2, 尚义2, 何丽萍3, 黎春2, 殷素娜2

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漠大原油管道SCADA控制系统通讯中断频繁,严重威胁管道的安全运行。基于漠大原油管道通讯中断数据,统计分析了通讯中断时长、中断类型的比例分布特性,结果表明:时长2~12h内的通讯中断频次最高,占总中断次数的44.3%。探讨了漠大原油管道通讯中断原因,其中天气因素与设备故障是导致通讯中断的主要因素,共导致了74.4%的通讯中断时长。为了降低通讯中断频次,结合漠大原油管道的运营现状,提出了4项管理措施:加强天气监控及现场作业管理,做好应急预案;完善管道保护程序;积极开展通讯光缆的维护修复工作;加快推进加格达奇以南光缆割接与测试工作。

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周登极1, 高顺华2, 侯大立2, 张会生1

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燃气轮机驱动压气站的设备维护费用较高,现行基于时间的维护策略存在一些缺陷,可以借助以可靠性为中心的维护思想,降低维护成本。结合相关理论及燃气轮机驱动压缩机组的实际运行维护情况,提出依据以可靠性为中心的维护理论及相关分析方法,优化现有维护大纲,使该理论为实际设备的管理活动服务。以压气站燃气轮机进气滤芯为例,进行故障危害性分析、故障后果分析、故障模型分类、性能参数预测,优化维护大纲,包括将多项原有维护项目的时间推后;将多项原有的定时维护内容删除,改为事后或视情维护;新增对现有测点数据的分析,最终实现在保证设备可靠性的基础上,简化维护、节约成本的目的。

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靳书斌1, 郑洪龙2, 侯磊1, 刘佳1, 魏巍3, 杨玉锋2

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介绍了对城镇高压燃气管段进行定量风险评价的重要性,分析认为城镇燃气管道失效的主要原因为第三方破坏。为计算城市高压燃气管道的第三方破坏失效概率,提出了基于修正因子的失效概率计算法和通用失效概率主观修正法两种失效概率计算模型,并针对实际城市高压燃气管道,分别计算得出两个失效概率值,最终取较大值作为定量风险评价的失效概率值。采用两种模型计算管道第三方破坏失效概率能够起到相互比较、相互验证的作用,使计算结果更加准确可靠。该方法可为我国城镇燃气管道定量风险评价研究提供参考。

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丁德武, 高少华, 朱亮, 李智平, 朱胜杰, 邹兵

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Leak Detection and Repair(LDAR)技术是对工业生产活动中工艺装置泄漏现象进行发现和维修的一种技术。以国内某炼油装置设备管阀件泄漏的挥发性有机化合物(VOCs)为例,应用LDAR技术开展炼油装置泄漏检测并统计数据,计算VOCs泄漏损失量。结果表明:泄漏部位主要是阀门盘根,法兰、丝堵、接头等连接件,泵轴密封,排凝、放空等开口管道;通过泄漏损失量计算可知,该原油加工能力为500×104t/a的炼油企业,每年泄漏的挥发性有机化合物约400t/a,其中泄漏检测结果不低于10000μmol/mol的泄漏源在炼油装置泄漏损失评估中起主要作用,是设备泄漏造成损失的重要组成部分。同时,对企业泄漏维修效果进行了评估,该企业炼油装置可以降低50%以上的VOCs泄漏损失量。

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黄晓东

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渤中25-1油田原油含蜡量高,C平台油井结蜡严重,导致清蜡作业频繁。为此,研发了一种非离子表面活性剂型水基清防蜡剂YE-60,首先通过合成反应获得YE型醇醚,合成条件:乙醇、烷基聚氧乙烯聚氧丙烯醚、酰胺基聚氧乙烯聚氧丙烯多嵌段醚摩尔比1:1.25:1.25,催化剂加入量相对单体总量的质量分数1.98%,反应温度75℃,反应时间3h;然后将YE型醇醚与渗透剂乙二醇乙醚按照一定的质量比进行复配,得到最终产品YE-60。在100mg/L加剂量下,YE-60对渤中25-1油田综合油样的防蜡率达到74.5%,洗蜡率达到64.1%。现场应用后,检泵和清蜡周期延长3倍以上,证明了其显著的清防蜡效果,具有较高的推广应用价值。

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谢英1, 崔梦梦1, 全恺2, 袁宗明1, 贺三1

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为了清除管道内的杂物、积液和污物,提高输气效率,减少摩阻损失和管道内壁腐蚀,延长管道使用寿命,需要对管道进行清管,清管周期的确定必须在分析管道参数的基础上,结合安全、经济、社会等因素进行具体分析得到相应方案。在调研国内干线输气管道清管周期确定方法的基础上,结合榆林-济南天然气管道实际情况,采用输气效率衡量管道运行状况,以压降作为是否需要清管的指标,建立了以PR方程、C-W公式为基础的榆济管道输气效率计算模型,得到了输气效率与压降之间的关系。根据输气效率与压降之间的关系表,通过对各管段两端压力进行实时监控,可以确定合理的清管周期,并对管内异常情况进行判断与控制。

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陈国华1, 范小猛1, 蒋漳河2

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针对油库的静电火灾爆炸事故难以预防的难题,分析了油库中存在的静电危险源及内容,提出了“点、线、面”静电危险源分类辨识方法。分析了“点、线、面”危险源的不同静电放电形式,以及放电可能发生的部位。阐述了油库静电火灾爆炸事故发生的原理性和流程性机理,提出了油库可能引起静电事故的原因,并给出了油库静电事故的安全预防措施:接地与跨接、安全检查、防止爆炸性混合物形成、控制流速等,有助于避免和减少静电火灾爆炸事故的发生。

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吴奇霖1, 张健2, 许晶禹2

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粗油水乳状液相对于稳定的油水乳状液而言,其静置会出现两相分离的现象,类似于两相管流的分散程度。针对现有乳状液表观黏度理论不适用于粗油水乳状液的问题,采用HaakeRS6000流变仪对不同含油率下粗乳状液的流变曲线进行测量,同时观察温度变化对粗乳状液黏度的影响。研究结果表明:粗乳状液因含油率不同而表现出不同类型的非牛顿流体特征,水为连续相时表现为膨胀性流体,油为连续相时表现为假塑性流体。乳状液的黏度随含油率升高逐渐增加,并在60%含油率处达到最大值,当含油率继续升高时,随着含油率升高,其黏度逐渐减小至纯油的黏度值。在不同温度下,相同含油率的乳状液黏度随着温度升高呈指数规律降低。此外,根据实验数据对已有的油水乳状液黏度计算模型进行评估,并对应用于低含油率粗乳状液的黏度模型进行修正,提高了预测精度。对粗油水乳状液流变性的研究成果,将进一步提高原油开采及运输中管道压降预测的精度,为管道运输系统的精确设计提供可靠的物性参数。

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吴忠良

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油气管道沿线水工保护工程的效率缺乏系统科学的评价和预测,从而不能使有限的管道维护资源得到充分高效地优化配置,需要开展以效能评价为主的后评价研究。在归纳水工保护工程效能特征及分类的基础上,通过建立的单投入双产出型评价方法对乌兰线、西气东输二线等15条管道347处水工保护工程开展了基于“投入-产出”评价模式的水工效能评价工作,评价指标中风险减缓指数和工程可用性指数可直观体现水工保护工程的防护效果、工程质量及可维护性,而效能评价结果有助于优化投资决策,改进工程效能,可用于指导管道运营公司水工保护工程的维护及修建工作。

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娄晨1, 宫敬1, 林棋1, 林金贤2, 彭清华3

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高压输气干线放空管路内的介质属于非稳定流动,其水力计算不能采用一般站场管路适用的达西公式。为此,以Fano方程为基础,运用流体力学及输气管路流动基础理论进行程序编写,计算程序可实现对各时刻放空所对应的瞬时放空量、累计放空时间、截面压力及温度、储气量的求解。将程序计算结果与图解法计算结果进行对比,误差在2%以内,同时,程序计算法弥补了图解法仅能求得瞬时放空量而无法求得其他参数的缺陷。基于放空系统算例模型,对放空管路长度、管径、内壁粗糙度以及干线气体温度、压力等影响放空管路水力特性的主要因素进行分析,结果表明:放空管路长度和管径对放空系统影响较大,其他因素影响较小。以上研究可为输气干线放空管路系统设计提供参考依据。

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曹兴, 韩忠晨, 董绍华, 杨毅

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随着管道企业信息化建设的不断深入,系统整合、资源优化等工作迫在眉睫,绿色、节能是能源企业构建新一代数据中心不可或缺的要素。虚拟化技术是云计算(私有云)的基础,因其具有降低能耗、节约成本、优化整合资源、提高资源利用率、简化管理等诸多优势,在管道企业节能降耗管控中具有广阔的发展空间。基于虚拟化技术的管控新模式,打破了传统的采购大量服务器、占用机房大量空间、服务器资源得不到充分利用的格局,在管道企业节能降耗、降低成本、提高效率、提高响应速度、降低风险、保护数据、降低污染等方面发挥了积极的作用,成就了现代化的绿色数据中心,促进了管道信息化水平的提高。

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杨晓通1, 崔建捷1, 张永琪2

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5S管理是一种通过对人机料法环各方面的管理优化,提高工作环境质量、改善员工工作状态的管理方法,旨在提高工作效率和员工热情。当前,在西气东输管道工程管理中引用了5S管理的理念,通过实施5S管理方法,一定程度上改善了工作环境,并充分发挥了员工的主观能动性。但在应用过程中,也存在一些不足,表现为执行力度弱,控制效率低等。通过对西气东输管道工程5S管理应用的分析,针对应用过程中出现的问题,提出了加强QHSE部门管理力度,明确各岗位职能,明确奖惩制度,实施活动试行等改进方法及相应细则,为5S管理方法在今后管道施工中广泛应用提供了参考依据。

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吴益泉, 冒乃兵, 王一鸣

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水平定向钻穿越技术是目前管道铺设施工的一项重要施工工艺,在世界各国及各个行业得到广泛应用。由于穿越距离较长,作业带难以满足管道一次性预制需求,3300m长江定向钻穿越作业带可用部分只有1km,要达到一次性预制存在巨大的拆迁量,而采用“二接一”“三接一”等施工方法对长距离管道回拖存在较大风险,为了确保管道一次性回拖成功,采用弹性敷设、过路、过河等措施实现长距离管道一次性预制。通过对管道强度进行应力计算以及现场多次测量,最终采取管道弹性敷设漂管进美人港河的预制方案,实现了1km管道陆地部分预制,2km管道进入美人港河漂管的实施方案。实践证明,该措施大大降低了管道回拖力,减少了拆迁量,为管道的一次回拖成功奠定了基础,为今后的长距离定向钻穿越提供了重要参考。

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贾丽1, 王晓霖2, 陈子亦3

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为了研究复杂地形黄土斜井开挖数值模型,分析开挖前后坡体稳定性和斜井结构安全性,优化设计施工方案,采用有限元强度折减法分析坡体稳定性,通过对比不同开挖方式下斜井的变形特点和应力分布规律,提出斜井开挖及支护优化方案。研究表明,根据实际地形采有限元方法模拟开挖过程、采用强度折减法分析坡体稳定性,不需要简化地形,可实现斜井开挖工况模拟和安全分析,对斜井设计和施工具有积极的指导作用。

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谭静怡1, 牛凯远1, 黄加顺2, 刘淼3, 黄卫星1

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将本质安全原理的适度原则与车用压缩天然气(CNG)气瓶事故的风险控制相联系,介绍了本质安全原理及其基本原则,阐述了车用CNG气瓶的事故形式,分析了车用CNG钢制气瓶、缠绕气瓶和全复合材料气瓶的安全可靠性。基于本质安全原理的适度原则讨论了预防车用CNG气瓶事故的措施与方法,并阐述了本质安全原理与车用CNG气瓶事故预防措施之间的关系,对已制定的事故分析控制措施进行完善和补充。

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孙法峰, 于涛, 范华平, 吴海辰, 尚义, 王中良

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为保障西部原油管道乌鄯线安全平稳运行,实现节能降耗输送,分析了乌鄯线和阿独乌线外输哈国油物性、沿线油温、地温数据,进而探讨了乌鄯线冬季运行冷热油交替输送的可行性。研究结果表明:长输原油管道冬季低输量运行,其进站油温差距不大并与地温的变化趋势一致,沿线地温为冬季冷热油交替输送的重要参数;采用冷热油交替输送工艺,哈国油常温输送对北疆油物性影响不大;乌鄯线冬季运行采用冷热油交替输送,节约燃料天然气约51.6%,节能降耗效果明显,说明乌鄯线冬季运行采用冷热油交替输送具有可行性。

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封面 [0-0]
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 [2014年第4期]
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 [2014年第4期]
黄鹂
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目前,我国能源需求继续增长,安全保障形势严峻;能源发展不平衡,调整结构任重道远;资源环境约束增强,节能减排压力巨大;能效亚需提高,合理控制能源消费总量任务艰巨;绿色能源变革对科技进步的需求日趋强劲。大力发展天然气产业,提高天然气在能源消费中的比例,是调整我国能源结构的重要途径,其中LNG既是天然气调峰的重要手段,也是天然气远洋运输的唯一方法,因而备受关注。装备国产化是促进能源行业科学发展的重要保障,大型LNG装备已被列为国家能源局进一步推进装备国产化的重点领域,为此提出了LNG装备国产化的希望与要求:坚持国产化的目标不动摇,坚持高水平的国产化,发挥“政产学研用”合作机制的作用,依托工程建设项目,加速国产化的进程。
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赵新伟1, 李丽锋1, 罗金恒1, 王建军1, 杨海军2, 刘新荣3

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完整性管理是储气库安全管理的发展方向,储气与注采气系统是盐穴型储气库最重要的组成部分,研究并实施储气与注采气系统的完整性管理对保障盐穴型储气库安全运行具有重要意义。综述了在盐穴型储气库储气与注采气系统完整性管理中风险评估和完整性评价两项关键技术的研究进展。在风险评估方面,识别出了风险因素,建立了定量风险评估方法,包括失效概率计算方法、失效后果估算方法及风险评估方法;在完整性评价方面,分析了井筒损伤因素及其类型,提出了储气库溶腔稳定性评价、含缺陷套管完整性评价以及注采气管的疲劳寿命和冲蚀寿命预测方法。

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赵青, 李玉星

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管输CO2在临界点附近会出现物性参数发生剧烈波动的准临界特性,进而影响管道安全稳定运行。采用密度作为基准参数,拟合出大规模管输CO2密度波动最剧烈处的准临界温度关系式,分析杂质对管输CO2准临界温度关系的影响并提出安全控制方案,以国内首条CO2管道示范工程为实例,提出安全输送操作建议。研究表明:非极性及弱极性杂质将使准临界温度线向低温方向偏移,强极性杂质及水汽将使准临界温度线向高温方向偏移;管输含不同杂质的多组分CO2时,需要采用不同的起始温度、压力,以避免管内工况接近准临界温度线或进入两相区,采用高于14 MPa压力输送,管内介质可以保持安全稳定流动。国内首条大规模长距离超临界CO2管道示范工程输送燃煤电厂排放的烟气,需采用输送含非极性杂质CO2对应的安全控制技术。

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刘敏, 李玉星, 赵青, 刘梦诗

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为了确定有利于超临界CO2管道输送的参数范围,保证安全输送,基于超临界CO2流体作为管输介质与天然气和原油的不同之处,分析了超临界CO2管道输送技术的特殊性,进而通过软件模拟计算,分别研究了不同入口温度、管输流量、总传热系数下管输压力、温度、密度、黏度与输送距离的关系,得到了特定条件下的有效输送距离,不同管输流量对压温及物性的影响规律。结果表明:在研究条件范围内,输送距离超过100 km后,CO2由超临界态变为密相,若要保持超临界态输送,需要在每100 km范围内设置加热站;管输流量介于200~250 t/h之间较理想;总传热系数介于0.84~1.3 W(/m2·℃ )之间为宜。该研究属于超临界CO2管道输送基础研究,对于我国形成完整的超临界CO2管道输送系统具有参考价值。

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张月静1, 张文伟1, 王彦1, 赵海峰2

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CO2在管道输送工况的温度、压力范围内会呈现出不同的相态,使得CO2输送管道不同于油气输送管道。为此,从CO2管道设计的角度出发,分析了CO2管道工艺系统的相关技术,包括CO2流的物理性质及相态、管道水力热力计算、站场工艺系统以及设备选取等。研究指出:相态控制是CO2管道设计的重要内容之一;CO2管道站场工艺系统设计应根据CO2的含水量考虑脱水工艺,而脱水工艺与CO2的压缩工艺相结合形成一个系统;CO2管道输送设备具有其特殊性,如压缩机、输送用泵、脱水装置、放空系统等,需要根据CO2管道的特点选取和设计。相关结论可为CO2长输管道的设计与建设提供参考。

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刘建武

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CO2管道输送是碳捕集、利用和封存(CCUS)技术的重要环节,具有真正意义的长距离、大输量CO2管道在国内尚属空白。结合二氧化碳物性特点和国外二氧化碳输送管道建设经验,对国内二氧化碳输送管道工程设计在气源气体组分要求、输送相态的选择和控制、路由选择、阀室设计原则、地区等级划分、涂层选用、设备材料的密封性能、管材性能以及其他安全措施等方面进行了深入探讨,分别提出了切实可行的建议措施,指出编制适合中国国情的CO2输送管道的设计、建造、运营规范十分迫切。研究内容对于推动我国二氧化碳输送管道工程和CCUS技术的发展具有重要意义。

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毛小虎1, 郝永梅2, 邢志祥2, 严欣明1

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对城市天然气管道泄漏的动态特性进行研究,可以更好地预测泄漏气体的扩散危害后果和影响范围。通过对城市天然气管道动态泄漏过程及状态分析,建立了管道泄漏计算模型。根据动态泄漏速率的变化特征,将格林函数应用到流体扩散微分方程中,得到动态扩散的合成模型。结合实际案例进行数学模拟分析,得到不同条件和不同状态下的城市天然气泄漏扩散规律和危险区域。结果表明:管道泄漏比、风速及大气稳定度对城市天然气管道泄漏扩散均有影响,提高风速或增大泄漏比均会加大天然气泄漏扩散浓度分布范围,但当风速大于3 m/s时,天然气向下风方向扩散范围反而减小;喷射火危害范围随风速的增大而增大,蒸汽云爆炸危害范围则随风速的增大而减小;风速较小时,蒸汽云爆炸伤害范围大于喷射火伤害范围,而当管道泄漏比较大、风速也较大时,喷射火伤害范围大于蒸汽云爆炸伤害范围,应根据不同情况确定应急疏散距离。

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王联伟1, 张雷1, 董绍华2, 路民旭1

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滑坡是影响管道完整性的重要因素之一。基于土弹簧模型建立了滑坡管道有限元分析模型,考虑了管土之间相互作用的非线性特征,研究了管道内压、滑坡长度、滑坡位移、滑坡方向与管道轴向的夹角等因素对管道应力的影响。以陕京输气管道为例,分析了不同管道工况下滑坡相关因素对管道应力的影响,量化分析了垂直管道轴向的横向滑坡和平行管道轴向的纵向滑坡两种情况下的力学影响因素,得出滑坡方向与管道轴线的夹角对滑坡产生的附加应力具有重要影响,对于管道线路的完整性管理具有重要意义。研究结果可为滑坡地区管道的风险控制提供理论依据和技术参考。

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宋静, 马晓强, 郭东升

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通过对某长输天然气管道发生的爆炸事故进行详细的技术分析,确定了其发生爆管泄漏的原因和点火源。对爆裂管道的断口进行了宏观检查和测量,分析了断口宏观形貌;对发生爆裂和未发生爆裂的管道分别取样,进行化学成分分析和金相分析;沿爆裂管段横向取块状拉伸样品进行拉伸性能测试;对爆裂管道和未爆裂管道横截面进行显微硬度测试;在爆裂管道靠近划伤区域和未爆裂管道上分别取小块试样,进行金属内部氢含量测试;在扫描电镜下对断口进行观察。基于上述,确定了管道断裂原因,即管道表面严重划伤,造成管道发生氢致开裂,导致天然气泄漏,并与空气混合,形成爆炸性混合气体,遇供电线路绝缘子放电火花,发生爆炸火灾事故。最后从完整性管理、外防腐层检测、阴极保护等多个方面提出了有效的防范措施。

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仇经纬, 段庆全, 张宏, 张晨

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为了比较得到水下管道安全悬跨长度的判别条件并验证其合理性。使用弹性力-重力相似理论设计模型实验,管道两端均采用固定约束,管道与水流之间的角度分别为90°、75°、60°、45°和30°,悬跨管长分别为1.00 m、0.81 m、0.73 m、0.70 m。通过实验比较fn≥10 fsfn≥(0.7)-1fsfn=5 fsfn为悬跨管道固有频率;fs为水流激振频率)3种条件对悬跨管道振动的判别情况。研究表明,根据fn=5 fs,即约化速度Vr=1的条件,计算得到的临界长度较安全、合理,并由fn=5 fs条件给出了不同管径、壁厚和流速条件下管道临界长度的规律图,研究结果可为水下悬跨管道的安全评价提供借鉴。

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周军1, 李晓平1, 林金贤2, 林棋1, 娄晨1, 邓涛1, 宫敬1

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煤层气开发过程中,微细的颗粒随气流进入集输管网。颗粒的存在使管流形成气固两相流动,影响管路特性。采用模拟软件针对直管段及水平弯管进行气固两相流数值模拟,对管道系统的特性、操作条件和物料性质等影响气固两相流压力损失的主要因素进行了探讨,对连续相速度和压力分布特性以及颗粒运动轨迹进行了分析,得到气固两相流动的压力场、速度场分布,颗粒在管内的分布情况和运动轨迹,以及不同工况条件下的系统阻力和颗粒沉积分布规律,并结合煤层气现场含尘情况进行了数值模拟分析,结果表明:煤层气管道管流属于低浓度气固两相流,与纯气相单相流相比,颗粒引起的单位管长压降增幅低于2%。

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解俊卿1, 李其抚2, 张冬敏2, 张立新2, 霍连风2, 支树洁2, 苏文芳1, 刘鑫3

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含蜡原油的屈服性能直接影响其管输安全,当温度降低时,含蜡原油析出的蜡晶与其中的胶质、沥青质相互作用形成具有一定强度的三维空间网络结构,在外剪切力作用下,该结构屈服裂降,存在一个屈服值,即屈服应力。通过应变扫描实验法对长庆、大庆、环江、冀东4种含蜡原油进行流变性测试,结果表明:含蜡原油在线性黏弹区内储能模量基本不变,应力与应变呈线性递增关系,其线性黏弹区随着温度的升高而增大;含蜡原油的储能模量与屈服值在双对数坐标图上呈现线性递增关系,可以用结构屈服系数表示含蜡原油屈服时结构的强弱,该系数等于储能模量和屈服值的对数比值。与其他方法相比,该方法获得的屈服值结果更加稳定,易于形成相关标准。

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郭超, 宋海英, 王守杰

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伊拉克鲁迈拉油田位于波斯湾沿岸,地下水位较高,原油储罐附近的土壤为盐碱性。罐区储罐底板内壁主要接触含油淤泥和污水。因此储罐底板两侧环境均具有很强的腐蚀性。由于近20年该油田疏于管理,很多防腐设施和涂层受到破坏,引起部分储罐发生腐蚀泄漏。为探明当地原油储罐腐蚀穿孔的原因,并找出科学合理的防腐蚀对策,保证鲁迈拉油田的平稳生产,采用现场勘查、实验室水质检验、形貌观察、能谱分析等多种手段,从储罐的材质、当地环境、储罐存储介质、腐蚀形貌等方面对储罐底板的腐蚀原因进行分析;并根据分析结论推荐了储罐的修复方案和罐内外防腐措施。

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张宁宁1, 钟志伟2, 张宇2, 李清方1, 郑峰2, 王传磊3, 唐建峰3

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为充分利用地层压力,大牛地气田集气站采用小压差换热器节流制冷法进行脱水。节流制冷脱水效果受多种因素影响,以换热器的换热效率和天然气露点为节流制冷脱水效果分析指标,选择集气站开展不同工况下的研究试验,分别分析了换热面积、输气量、二级节流压差和环境温度对换热效率和天然气露点的影响规律。结果表明:换热效率受换热面积和二级节流压差的影响较大,天然气露点受输气量和二级节流压差的影响较大。通过调节二级节流压差的方式,可以优化节流制冷脱水工艺,增强脱水效果。

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翟加钢1, 刘海飞2, 许晶禹2

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航空煤油在使用过程中,要求洁净度高、无机械杂质等有害物质。探讨了旋流器用于煤油-杂质二相分离情况,对煤油-杂质在液-固旋流器内的分离过程进行了数值模拟,并研究了杂质粒径、入口处理量对分离效率的影响。计算结果表明:旋流器底流口阀门在适当时间内开启和关闭,可以避免被分离出的杂质再次污染液体和防止液体的流失;当杂质粒径大于一定值时,才能被有效地分离;旋流器的处理量存在着较优区间。这些结果可为旋流器在实际工程应用中的操作提供指导。

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闫文灿, 徐明

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为满足天然气流量计的检定和校准需求,完善企业天然气流量量值溯源和传递体系,中国石化研制并投用了一套移动式天然气流量标准装置。其研制借鉴了国内外天然气流量标准装置的设计经验,并结合实际需求进行创新,首次在移动式天然气流量标准装置中设计了3条标准表支路,工况流量范围达到20~8 000 m3/h。在设备选型方面,选用高准确度涡轮流量计作为标准器,选用超声流量计作为核查表,选用技术先进的强制密封球阀和轴流式流量调节阀进行支路关闭和流量调节。通过不确定度评定和测试试验,该标准装置流量测量不确定度优于0.33%(k=2),达到了设计指标要求。

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李玉坤1, 李龙杰1, 刘德田2, 凌勇3, 李春3

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目前国内大型拱顶储罐的最大直径已达60 m,其罐顶网壳强度校核多采用有限元计算软件。为计算简便,通常将网壳边界条件进行简化处理,忽略罐壁顶部变形对网壳结构的影响。对比介绍了各类单层球面网壳,总结了单层球面网壳基本设计原理,并以某设计院设计的拱顶罐为工程背景,采用有限元软件ANSYS建立拱顶网壳和罐壁一体的储罐模型。分别对拱顶储罐在静载、静载+风载、静载+均匀动载、静载+均匀动载+风载共4种载荷工况下罐顶网壳结构强度进行计算分析,并依据计算结果,提出将环板和肋板建于罐壁顶部的改进方案。对改进后的设计模型进行静载+均匀动载和静载+均匀动载+风载这两种工况下的仿真计算,结果表明:改进后的拱顶储罐结构受力更合理,承载能力更强。

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刘玉卿, 钟桂香, 赵子峰

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为了推导出简单、实用、准确的油气管道垂直弹性敷设弯曲应力计算公式,研究了国内外油气管道规范中弯曲应力的计算公式,分析了原有公式的适用性和在计算中存在的不足。在此基础上,根据结构力学理论,从平断面假定出发,采用微积分方法重新推导了油气管道垂直弹性敷设弯曲应力计算公式,并用ANSYS有限元软件对公式的准确性进行了验证。研究结果表明:推导公式理论充分、简单易用、适用性好,能够准确计算油气管道垂直弹性敷设的弯曲应力。研究结果为油气管道垂直弹性敷设弯曲应力的计算提供了可靠依据,弥补了国内外油气管道规范中垂直弹性敷设弯曲应力计算公式的不足。

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刘艳利1, 王宝忠2, 赵慧玲3, 周号1, 江勇1, 王磊1

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近年来,随着西气东输一线、二线的建设,水平定向钻穿越管径已达到1 219 mm,使后续的扩孔孔径增至1 600 mm以上,进而使扩孔级数增加,极易产生孔洞剖面形状不规则,导致坍塌、卡钻、甚至穿越失败。为此,分析了成孔质量的影响因素,包括穿越地层性质、扩孔级差、扩孔直径、泥浆性能、钻具组合、钻具泥浆喷嘴布置,机械操作技术等。提出采用轻量化钻具、调整喷嘴的喷射方向、在钻具直径变化较大处增加导向器、优化钻具组合等方法提高水平定向钻孔洞剖面成孔质量。该方法在西二线渭河穿越施工中成功应用,孔洞质量控制水平得到明显提升,提高了水平定向钻在中粗砂等低承载力地层的穿越能力,降低了施工风险。

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曾春雷1, 吴长春1, 姜勇2, 左丽丽1

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原油管道月最优生产能耗预测可以帮助管理者制定节能指标和挖掘管道的节能潜力。针对鄯兰原油管道输送油品种类多、分输点多、输送工艺复杂的特点,给出了一套月最优生产能耗的预测方法。该方法主要包含月输油流量分配和开泵、开炉方案优化。针对月输油流量分配,提出了平均流量分配和历史比例分配两种方法。在开泵、开炉方案优化中,分别采用动态规划法优化开泵方案和逆向搜索法优化开炉方案。基于输油流量分配模型和开泵、开炉方案优化模型,编制了鄯兰原油管道月最优生产能耗预测软件。利用该软件分别预测了鄯兰原油管道2012年1月和5月的生产能耗。结果显示:鄯兰原油管道尚存在一定的节能潜力,通过对比优化方案和实际运行方案,指出了进一步节能降耗的方向。

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马猛1,2, 张永学1, 邱岳峰1, 张来斌1

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油田联合站综合单耗受其自身因素与站内工艺条件的共同作用,为实现不同站库能耗大小的可比性,消除因流程工艺等差别造成的影响,将联合站综合单耗视作灰箱模型进行研究。基于多元线性回归方法,结合油田联合站实际生产情况,对联合站综合单耗与其主要影响因素的数学关系进行了多元回归分析,建立了联合站单耗回归模型。以胜利油田36座联合站实际能耗数据为基础,利用该模型对联合站能耗情况进行分析,结果表明:综合单耗与联合站处理液量正向相关,与综合含水率、原油密度负向相关;相对于处理液量,综合含水率和原油密度对综合单耗的影响程度分别为88.4%和50.9%,即对综合单耗影响程度大小依次是处理液量、综合含水率、原油密度。同时,结合实测数据,分析由3个影响因素引起的联合站能耗增大的原因,提出在工艺条件允许的情况下,采用集中处理来液和实施常温分水技术代替加热分水的节能改造措施。(表7,参10)

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孙法峰, 殷炳纲, 吴海辰, 范华平

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西部原油管道冬季运行油品热处理外输出站温度达到50~55℃ ,不但损伤管道防腐层,而且造成能源浪费。为此,对乌鲁木齐首站、鄯善站原油加热系统进行余热回收技术改造,在热媒换热器的基础上增加了油油换热器,使热原油与进站冷油进行热量交换,对综合热处理后的原油进行余热回收,既满足了原油综合热处理65℃ 的温度要求和40℃ 出站的温度要求,又达到节能降耗的目的,实际节约能源近30%。同时,冬季运行投用余热回收装置后,可防止紧急停输再启输工况下输油泵因油温过高保护停泵及部分冷油进入下游,并满足急冷热处理后的外输条件。

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吴德起, 郑永涛, 李峰, 景建国

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鲁尔泵安装有NU系列轴承,原轴承拆卸方法时间长,并且会对轴径造成损伤。为了实现安全、快速拆卸轴承,从拆卸时间、对轴的损伤、操作难度、危险性和费用几方面对比分析了4种不同的轴承拆卸方案,最终确定加热环拆卸轴承方案为最优方案。经过对加热环材质的选定,对轴承内圈拆卸所需热膨胀量的确定,对轴承内圈及加热环热容的计算,确定了加热环的加热温度和外形尺寸。完善了螺母螺杆调节机构和伸缩缝限位设计,实现了加热环的直径可调节。加热环装置轴承可快速拆卸,对轴径没有损伤,可推广应用。

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冯庆善

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随着国内油气管道行业的发展,管道完整性技术及管理得到广泛研究和应用。基于中国石油管道公司完整性管理实践,分析了当前管道安全运行面临的挑战:认知水平不一、安全管理水平较低、标准水平制约管道建设和运行水平、管道发展快于技术储备、专业化技术服务水平与力量不足;分享了在完整性技术与管理方面的实践与收获;清晰了管道开裂事故的关键因素,探索形成了管道检测与评价的最佳实践做法,推动了管理和决策模式的变革。对今后该技术领域的发展进行了思考,提出了如何应对大数据带来的变革,如何认知管道安全管理的特性,如何认识建设期管道完整性管理的核心等前瞻性问题,为管道完整性管理的深入开展明确了方向。

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李晓平1, 林棋1, 林金贤2, 娄晨1, 周军1, 宫敬1

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当前,计算流体力学(CFD)软件日渐增多及成熟,CFD技术已成为油气储运工程领域非常重要的科研开发工具。对CFD技术在油气储运工程领域的应用现状进行梳理,介绍了CFD技术的基本原理、工作流程及其显示和输出的计算结果内容;分述了CFD技术在管道不同运行方式、管道设备和附件、管道安全运行3个方面的应用及取得的成果。以全球第一个通过ISO9001质量认证的CFD商用软件CFX对缩径直管段中气固两相管流流场的数值模拟为例,分析了气固两相管流流场特征以及颗粒的冲蚀情况,全面展示了CFX软件的模拟流程,对于CFD技术进一步有效应用于油气储运工程领域具有重要的现实意义。

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董绍华, 张余, 曹兴

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中国石油天然气管道建设飞速发展,但高压力、大口径以及X70钢级以上高强钢管材的长期服役状况和极限状态缺乏历史数据,不能准确评估管道运行风险。针对目前国内试验技术的现状,充分借鉴国外管道全尺寸爆破试验场的使用经验,研究了高钢级大口径高压气体管道爆破试验场的功能,分析了试验场针对管道长期服役失效的应用领域,以及各类试验所需要的测试参数。研究结果表明:建立系统的全尺寸爆破试验完整性评估技术手段,对于管道运行安全可靠性以及全生命周期管理是必要的,系统设计管道爆破试验场的参数和功能,可为我国建立管道爆破试验场提供数据支持,必将有利于管道完整性评估技术的发展,提高管道本质安全。

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高顺华1, 侯大立1, 周登极2, 张会生2, 陈金伟2

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设备的运行维护关系到设备使用的经济性和可靠性,需要通过科学的分析工具来规划维护工作以降低维护成本,保障设备可靠性。提出了一种应用于设备运行维护阶段的新型分层FMECA方法,将传统FMECA方法中的功能法和部件法相结合,进行功能子系统和部件相结合的故障模式分析,使得运行和维护建议更加具有针对性。以天然气加压站驱动用某型燃气轮机进气系统的运行维护为例,进行了FMECA分析,为设备的维护提出建议。在应用该FMECA方法分析过程中,开发了其软件管理系统,以辅助技术人员规范分析过程,减少分析的工作量,分析结果符合运行维护人员的经验,验证了该方法的正确性与可操作性。

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李玉坤1, 吴中林1,2, 李龙杰1, 陆忠2, 刘德田2

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为寻求埋地管道在填海软土地基不均匀沉降工况下的变形规律,以唐山曹妃甸填海地区地质勘察资料为依据,基于固结压缩原理进行了填海地基沉降值的计算及预测,得出了填海软土地基沉降规律,并利用沉降修正系数校正高速公路段地基沉降量。通过对地基相对沉降量进行多组的定量设置,并以此作为管道变形的边界条件,采用等效弹簧模拟埋地管道中管土相互作用,采用有限元计算方法,分别计算了埋地管道在各变形作用下的应力值。结果表明:曹妃甸填海软土地基穿越公路管道在50年运营期间,不会发生断裂。

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杨启明, 张力明

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为了保证管道检测的准确度与可信度,通常需要采用多种检测技术即多传感器对同一部位进行检测,但检测的数据量大繁冗,需要进行融合与处理。利用D-S(Dempster-Shafer)证据理论,建立了应用于管道多传感器数据融合的流程模型,阐明了数据的融合流程。算例中根据各个不同传感器对不同缺陷的检测置信度,利用D-S证据理论对检测数据进行有效融合,最后根据D-S规则对缺陷类型进行判定。结果表明:在检测过程中利用D-S进行数据融合,保留置信度高的数据,可以得到更明确的判决结果,舍弃干扰数据,节省存储空间,有利于数据存储,实现长距离智能检测。

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聂向荣, 杨胜来, 丁景辰, 胡伟, 周锋, 王智林, 黄伟

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为了研究证明含蜡原油流变曲线和微观蜡晶两者之间存在一定的关联,测试了广范围剪切速率下的含蜡原油流变曲线,确立了微观蜡晶和流变曲线之间的定性关系,并且取得以下认识:广范围剪切速率下的含蜡原油流变曲线能够一定程度地体现微观蜡晶特征,其中低剪切速率下的流变曲线能够体现蜡晶形态,高剪切速率下的流变曲线能够体现蜡晶结构;并非温度越低,剪切速率对粘度的影响程度越大,在高剪切速率下,有可能存在相反的情况;在低温条件下,剪切速率存在一个临界值,只有当剪切速率大于该值时,粘度才会出现较为明显的下降;温度越低,形成的蜡晶网格结构越稳定,需要较大的剪切应力,蜡晶网格结构才能破坏。该研究成果深化了对含蜡原油流变性的认识,具有一定的理论意义。

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邹晓琴1, 王凯濛2, 秦政先3, 汤淼1, 周建1, 张文艳1
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原油差温顺序输送管道不同停输初始状态对应不同的安全停输时间,停输安全性是该输送工艺的重要技术问题。为了获得停输初始状态对停输安全性的影响规律,定性分析了一个输送周期内不同时段的停输安全性特点,通过引入停输时机的概念和定义无量纲排空时间定量分析了不同停输初始状态的相对停输安全性。结果表明:高凝油油头到达进站口时停输最危险;不同停输时机的无量纲排空时间相差明显,即不同停输时机再启动的难易程度或停输安全性相差较大,且差异程度随停输时间延长而增大;对于存在停输危险的停输时机,无量纲排空时间总会在某一停输时间下趋于无穷大,表明该停输时间下,再启动不会成功。研究结果可为原油差温顺序输送管道合理安排停输检修计划或定性判断停输安全时间提供技术支持。
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张宁宁1, 李清方1, 郑峰2, 王传磊3, 唐建峰3

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随着大牛地气田的开发,气井压力逐渐降低,分析气田管网的运行状况,优化存在问题的管道对保证天然气正常输送具有重要意义。采用TGNET软件建立大牛地气田管网系统仿真模型,以单位长度压降为指标对管网运行现状进行分析,针对单位长度压降较大的管道,采用敷设副管的方法进行优化。基于TGNET软件对优化后管网进行模拟,优化后管道的单位长度压降降幅平均值为79.4%,3-阀室2、5-2、21-阀室B管道集气站最低出站压力分别降低0.09 MPa、0.21 MPa、0.06 MPa。结果表明:敷设副管能够降低管道压力损失和集气站出站压力,起到延缓气田增压时机的作用。

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李建君, 王立东, 刘春, 周冬林, 王元刚, 何俊, 薛雨
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金坛储气库在建设过程中,腔体不同程度地存在形状不规则的特点,分析腔体形态发育情况,找出腔体形态畸变的关键因素,并在后续造腔过程中加以控制,对于保障储气库经济效益和安全生产具有重要意义。基于金坛储气库的地震、测井和造腔数据分析,从地质和工艺两个方面出发,研究了多种因素对于盐穴形态变化的影响,结果表明:金坛储气库盐穴所处的构造位置、夹层的展布、不溶物的分布对盐穴的畸变无明显影响;而夹层数量和夹层厚度是影响盐穴形态的主要因素;溶腔速率的增大,会导致盐穴畸变;油垫层的位置和厚度会影响盐穴的形状;停井静溶期间,因卤水很快达到饱和,对腔体形态不会产生影响。目前,国内对于该问题的研究尚属空白,处于探索阶段。
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史博会1, 全恺2, 乔国春2, 李天成2, 赵博渊1, 王莹1, 宫敬1

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为保障榆济输气管道冬季安全稳定运行,避免出现严重的冰堵事故而影响输气任务的完成及管道安全,亟需理清榆济输气管道气源气质及其所处高寒地区的实际情况,提出安全、经济、高效的水合物冰堵防治措施。基于热力学相平衡理论,应用Chen-Guo模型预测水合物形成条件,采用管输天然气含水量/水露点计算方法分析气源气质含水状况;结合榆济输气管道干线运行工况,判断确定了全线易于析出游离水的管段,建议在夏季对这些管段集中清管排污,并给出防治水合物形成的最小注醇量;针对榆济输气管道分输站场电伴热功率有限的情况,根据分输供气压力和天然气含水量,计算天然气达到含水临界饱和时的水露点温度,从而给出各分输站场需采取注醇措施的极限温度;严格控制气源气质水露点指标,是切断输气管道内游离水来源的关键,也是防治榆济输气管道干线和分输站场水合物冰堵最直接有效的措施。

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徐文龙1,2, 曾萍1,2, 王惠1,2, 于淑珍1,2, 张立楠3

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在复杂湿气集输管网中,当管道实际运行压力、输量高于或低于管道设计运行压力、设计输量时,计算出的管道输气效率会出现大于100%或偏低的情况,使得管道清管周期的合理制定非常困难。为了确定管网的清管时机,制定合理的清管周期,减少清管作业频次,提出利用相对输气效率、管道始末端压差梯度、预测积液量与管容体积百分比、管道气体流速等参数综合分析判断管道清管时机的新方法。通过对苏里格气田集输骨架管网历次清管作业的分析计算,认为该方法符合现场作业的实际情况,可以准确判断出复杂湿气集输管道的清管时机,为现场清管周期的确定和清管方案的编制提供科学有效的依据。

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易冲冲, 王文, 卢超

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天然气物性计算的精度、速度和稳定性对天然气流程数值模拟效果影响很大。基于此,提出了天然气热力性质的隐式拟合模型,并给出了将该模型转化为显式计算的方法。该方法能够保证天然气热力性质计算的可逆性,同时由于不存在迭代,因而保证了热力性质计算的绝对稳定性。以国内某LNG接收站天然气组分为例,以HYSYS计算结果作为数据源,对上述模型进行验证。结果表明:该模型在拟合范围内最大计算偏差小于1%,且计算速度远快于LKP状态方程。该方法因模拟结果精确、计算效率高,在天然气工业领域的流程模拟中,具有较好的推广应用前景。

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李丹丹1,2, 毕武喜2, 祁惠爽2, 穆承广2, 薛致远2, 陈洪源2, 陈洪民3

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针对国内某油气管道存在的阴极保护干扰问题现状,开展检测分析并确定其阴极保护干扰特点。依据埋地管道参数和阴极保护系统工作参数,完成了对应的干扰现场数值模拟分析,结果表明:现场检测数据不能全面反映干扰电位的分布规律,现场检测阴极保护干扰时,必须采用密间隔电位测量技术(Close Interval Potential Survey,CIPS),必要时借助数值模拟技术辅助分析。为了预先了解对应治理方案的治理效果,利用数值模拟技术对治理方案进行预评估,结果显示治理方案可以消除该处管道的阴极保护干扰影响,同时对治理方案的合理性进行了讨论。借助数值模拟技术对管道阴极保护干扰进行分析的做法,可以为解决类似工程问题提供借鉴。

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程云东

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大连液化天然气有限公司接收站在开工试运时,由于SCV运转不正常,经常联锁停车。因此,需要对SCV进行改造,以使设备运转正常,满足生产需要。通过割掉一段点火枪保护套管,加长点火枪向下伸出的长度,改变了原来需要点火4~5次才能点燃SCV的状况,使点火一次成功率达到100%;通过调换火焰检测器和观察视镜的位置,使SCV不再因为炉膛内有火焰,但火焰检测器未检测到而造成误动作停车;通过在天然气主管道上放空阀处增加限流孔板,使点火时不再发生因入口压力过高导致的联锁停车。通过以上技术改造,确保了SCV的平稳运行。

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王玉彬1, 冯伟1, 苗青1, 王娟2, 闫锋1, 朱峰1, 王龙1, 李建廷3

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基于输气管道站场噪声污染严重的现状,分析了国内外油气管道降噪装置概况,根据天然气站场管道噪声产生的机理,研发了7种不同型号的新型降噪装置,其设计原理:在管道调压阀后增加挡板并在挡板后加装整流罩,调节调压阀处的速度流场分布,消除气体的湍流、涡流和激波,从而降低调压阀、汇管及弯管处的噪声。该装置结构主要包括消声段、整流段和连接法兰垫片,适用于管道上的阀门、汇管和管道变径等气动噪声产生部位,可通过法兰安装于管内,具有装卸方便、成本低、不受阀门型号限制等优点。在西气东输忠武管道武汉东站进行现场应用,结果表明:该装置可以将输油气管道噪声降低20~30 dB,低于国家规定的噪声排放标准,保障了站场员工的身心健康。

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张磊1, 石万里2, 郑欣1, 王登海1

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为了实现大规模、低成本建设,长庆油田推行了以“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”为核心的管理模式,并针对苏里格气田50×104m3/d标准数字化集气站展开了橇装化研究。根据采出水外输方式的不同,提出了3种橇装建设方案:①采出水和天然气混输至下游场站;②采出水和天然气分别管输至下游场站;③采出水采用罐车拉运方式运至处理厂。结合苏里格气田的特点及现状,最终选择采出水采用罐车拉运方式作为建设方案,该方案提高了建设速度、减少了站场占地面积。采用橇装化建设提高了站场运行的可靠性、稳定性,提高了管理水平,是工程建设的必然趋势。

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张杰1, 张安2, 罗子波1

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中缅管道悬索跨越工程多建在山谷、河流上,两岸施工条件复杂,通常不具备对称安装条件。针对该问题提出非对称方法进行悬索跨越桥身安装。利用仿真计算分析非对称施工时跨越结构的受力状况,结合施工缆索等措施,优化吊装工序及预偏措施,完成桥身安装。通过中缅管道悬索跨越工程的实践,实现了从跨越一岸向另一岸进行桥身的安装,桥身安装过程中结构受力合理,成桥线形符合设计要求。通过此技术的实施,证明非对称安装技术能够满足特殊地形下桥身安装施工需要,顺利解决了对称法桥身施工对施工场地要求较高的问题,能够取得良好的经济效益与社会效益。

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王海涛, 田伟, 李炎华, 王鹏, 李鹤, 黄呈帅

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油气管道站场用管要求具有较高的低温抗断裂性能,尤其是三通等管件的壁厚较大,尺寸效应显著。为了确定低温服役的X80大口径三通的适用温度和壁厚,通过夏比冲击、落锤撕裂和三点弯曲试验研究了X80大口径三通的低温断裂韧性和尺寸效应,并利用失效评估图技术进行安全评估。结果表明:X80大口径三通具有较好的低温夏比冲击性能,但抵抗低温裂纹长程扩展的落锤撕裂性能较差。试验温度高于-20℃时,随着壁厚增大,DWTT断口剪切面积减小,在20℃、0℃和-10℃试验温度下的50%剪切面积临界壁厚分别为26 mm、25 mm和22 mm。利用三点弯曲试验测得的低温断裂韧度计算的X80三通失效评估点均在安全区域内,而且有一定的安全裕量。

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许有, 蔡晓悦, 王志伦

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采用爆破技术实行管沟开挖,是长输油气管道通过石方段施工的主要方法之一,爆破对周边环境的影响主要源于爆炸产生的振动波和声波。因此,爆破施工前对爆破点周围环境因素进行识别和评价,结合岩性分布合理选择爆破方法,对影响爆破振动和声波的安全距离、炸药量以及药孔深度、间距、排距等参数进行科学分析,运用萨道夫斯基经验公式,结合实际情况,计算爆破振动速度、声波分贝、声压级等,有助于预防和减少爆破振动波和声波对周围建(构)筑物及环境的影响。同时,掌握距爆破点50 m范围内建(构)筑物及环境情况,采取有效的安全保护措施,对实施安全爆破和减少环境影响十分重要。

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杨敬杰

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由于施工条件复杂,导向孔钻进、管道扩孔及回拖过程存在不可见性,定向钻穿越施工时经常出现冒浆、卡管、钻机故障等作业风险,一旦控制措施失当,会对整个工程施工产生较大的负面影响。结合某天然气管道定向钻穿越河流施工,讨论了影响定向钻施工的各种风险因素,并针对潜在的风险源,制定了详尽的风险控制措施,主要包括:优化施工工序,优选钻具组合,确定与其地质条件相适应的泥浆参数,严格进行钻进轨迹控向,采取卡管风险削减措施等,成功穿越了地下粗砂层,避免了钻机推拉力不足、抱管及大面积冒浆等现象的发生,保证了定向钻施工作业的顺利实施,为今后类似工程的施工提供了参考。

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韩文海, 周晶

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为了研究单点腐蚀海底管道的极限内压,评估管道的剩余强度,保证管道安全运行,基于前人的研究成果,提出了简化的无限长腐蚀管道极限内压计算公式,并验证了公式的准确性。同时,通过修正将简化的无限长腐蚀管道极限内压公式扩展应用到单点矩形腐蚀管道,并利用以往试验数据对扩展公式进行了验证。结合概率方法,在工程常用的95%保证率下对单点矩形腐蚀管道极限内压进行分析,提出上下边界值。结果表明:所提出的简化公式可以很好地对无限长腐蚀管道极限内压进行预测,同时扩展公式对试验结果的拟合较好,而基于概率得到的上下边界值可以作为单点腐蚀管道极限内压控制的阈值。研究成果具有重要的工程参考价值。

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李亨涛1, 张仕民1, 王思凡1, 徐克彬2, 李全祺2, 杨振威2

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为解决传统深水海底管道的清管问题,结合海底管道的清管原理,设计了一种新型的水下清管器发射装置,从而有效地避免了平台发射清管器所带来的清管器回收和管道停输等问题。对水下清管器发射装置进行了详细的结构设计,主要包括连接器、保护框架、发射主体结构、上部开合机构和阀门控制系统;介绍了水下发射清管的作业流程,论述了该装置相对于传统清管器发射装置具有的诸多优势;最后对发射装置的储球筒和卡爪连接法兰这两个关键部件进行了数值分析,其结果显示满足设计要求。该装置为深水清管作业提供了一种新的行之有效的方法。

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汤倩倩1, 黄金营2, 付朝阳1

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为有效解决严重影响中原油田油井正常生产的结垢问题,对中原油田油井井筒结垢机理与结垢预测技术展开研究。采用Ryznar稳定指数法预测碳酸钙垢和经过校正温度、压力、离子强度的Oddo-Tomson饱和指数法预测硫酸盐结垢的数学模型和判据,在Visual Basic 6.0环境下,使用VB语言,结合Access数据库以及基于面向对象的程序设计方法等编译了结垢趋势预测软件。通过现场水质资料进行碳酸钙和硫酸盐的结垢指数计算,以及油井垢样的组成分析,所得垢样成分与结垢趋势预测结果基本一致,说明该结垢趋势预测软件具有实际应用意义,能够快速、准确地预测结垢趋势,并能给出相应的解决方案和建议。

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于涛, 邓中华, 郭晔, 余川, 王谢, 董一凡

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根据石空―兰州原油管道沿线油温、地温数据以及油品物性,采用常温、加热及加剂综合热处理3种输送工艺,其下游进站油温应分别不低于22℃、20℃和17℃。将全年分为春夏秋冬4个运行时段,对不同输量下的运行方案进行细化,给出了详细的油温控制要求、异常工况应对方案,以及加剂输送时加剂系统故障工况下的保障方案。运行方案要求:进站油温须高于凝点3℃;沿线启炉加热出站油温不低于50℃;1、2月份综合热处理加剂量不低于25 g/t,其他月份不低于12.5 g/t。此外,在经济性方面,加剂综合热处理输送工艺明显优于加热输送工艺。

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钟桂香1, 罗潇2, 郗祥远3

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针对西气东输站场内压缩机组干气密封频繁失效并造成高额维修更换费用的问题,从干气密封的基本结构和工作原理出发,分析了西气东输管道干气密封实际应用效果,重点剖析了部分压缩机组站场干气密封失效的原因,根据实际生产运行中得出的结论,在收集和分析西气东输各站影响干气密封事件的同时,深入分析了导致干气密封失效的一系列因素,并从压缩机的设计、干气密封系统设计、阻挡密封、干气密封的运输和储藏、安装和拆卸、运行和维护6个方面提出了提高干气密封有效性的针对性措施,以期对压缩机站场干气密封的使用及维护提供指导。

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田远1, 刘靓2

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仪长原油管道自2006年5月全线投产直至2012年9月从未进行过清管作业,为了从根本上改善管道的运行状况,先后进行两次清管作业。首次清管采用YY-RGQ型软体清管器,以降低清管风险,保证管道安全运行;第二次清管采用站场自配的安装有跟踪设备的YY-JDQ型清管器。阐述了清管作业过程,包括收发球操作和清管技术要求。清管结果表明:首次清管杂质较多,有加热炉运行的管段,结蜡量相对较少;第二次清管清除的蜡和杂质虽然明显少于首次清管,但蜡沉积已经对管道的经济运行产生了影响,说明清管周期不合理。为此建议:易结蜡管段采用加热输送工艺,使输油温度高于析蜡点;确定最佳清管周期,制定合理的清管计划。

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冯庆善

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事故致因理论是认知事故、预防再次发生类似事故的理论基础,当前国际上存在事故因果连锁理论等多种事故致因理论,但在分析事故致因方面都存在一定的局限性,无法从本质上发现问题和实现针对性预防。为此,根据对油气管道及建筑结构等事故的研究分析,提出了一系列新的致因分析基础准则、分析流程和“树生”模拟逻辑模型,认为可以按照树的枯死或干枝折断等模拟逻辑关系分析事故致因。该理论准则与传统准则在事故根本原因、直接原因、间接原因的定义以及识别内容等方面存在差别,更有系统性,避免了致因的遗漏或偏离,更利于分析事故深层次的原因,找出控制事故的关键。依据该理论,对某油气管道开裂、三丰大楼倒塌等事故进行分析,证了其适用性,显示了其在分析事故中的优势。该理论的提出为今后分析工业结构失效事故提供了一套新的理论方法。

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董绍华, 韩忠晨, 刘刚

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全面探讨了管道系统完整性评估技术,线路完整性评估技术体系主要包括基线评估、试压评价、缺陷适用性评价、复杂地段管道评估、管道运行安全评估、外腐蚀直接评估(ECDA)、内腐蚀直接评估(ICDA)、应力腐蚀直接评估(SCCDA)等技术;场站完整性评估技术体系主要包括站场静设备泄漏及可靠性评估、动设备状态监测与故障诊断评估,具体包括场站风险评估技术、场站腐蚀检测与防护评估、场站运行状态安全评估等。针对管道系统完整性评估技术,提出了不同评价方法的适用范围,线路完整性评估技术重点阐述了复杂地区地段完整性评估技术的进展和应用,如并行管道完整性评估与应用、应力腐蚀评估、地区等级升级安全性评估、高钢级大口径全尺寸管道气体爆破试验完整性评估等技术的进展和成果;场站完整性评估技术重点阐述了场站工艺管路综合检测、阀门磨损与寿命分析、压缩机故障监测与诊断等技术的进展和成果。综合分析了目前管道完整性评估领域面临的问题,提出了进一步深化的发展方向和管理措施。

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李苏

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油气管道状态监测是其安全运行的重要保障,目前国际上发展了包括非光纤型和基于光纤的多种监测技术,分为视频监控、基于电的声学传感、水听器技术、浮球、光纤传感等类型。非光纤型监测技术介绍了 PIGPEN 声学传感器系统、PipeGuard 地下声学传感系统、A-GAS 视频监测装置、ThreatScan 卫星中继声学入侵探测系统、管内浮球法 5 种技术方法的工作原理和发展现状;基于光纤的监测技术介绍了澳大利亚 FFT(Future Fibre Technologies)公司管道入侵探测产品 Secure Pipe、英国 QinetiQ 公司安全监控产品 OptaSense、英国 Fotech Solutions 公司 Helios 分布式声学传感系统、瑞士 Omnisens 公司基于 BOTDA 技术的 DiTEST 测试仪的技术性能和应用案例。其中,光纤传感方法以其隐蔽性、经济性和安全性而具有独特的优势,具有较好的推广应用前景。

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田望, 张玉志, 钱成文

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“十二五”以来,中国石油的管道业务迎来历史性发展机遇,初步形成了横跨东西、纵贯南北、连通海外、覆盖全国、调度集中的油气供应网络。同时,根据集团公司的发展理念和发展战略,管道企业提出建设“绿色”管道、“安全、高效、低碳”运行管网的新要求。针对中国石油管道企业面临的各种低碳挑战和机遇,从低碳政策、标准、节能减排等方面,分析了建立企业碳管理的必要性,结合油气管道企业特性,提出了“中国石油管道企业碳管理”的定义,初步构建了中国石油管道企业碳管理框架,包括管道碳核算与审核、管道碳排放水平评价与高排放源识别、管道低碳解决方案、减排潜力、碳交易等 5 个步骤,对油气管道企业碳管理发展起到了一定的推动作用。

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张杰

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为了更准确地开展油气管道风险评价,在论述主成分分析和聚类分析法基本原理的基础上,建立了基于主成分-聚类分析法的油气管道风险评价模型,并将此模型应用于我国某输气管道的风险评价。按照建立的风险评价流程,通过数值标准化和统计分析,降低了管道风险指标间的相关性和赋权主观性,提取了管道风险指标的 3 个主成分因子,然后结合指标间的相关性,最终给出了不同管段的风险分类和排序。基于主成分-聚类分析法的管道风险评价方法能够有效提高油气管道风险评价体系的可靠性和实用性,对于指导油气管道运营维护具有实际意义。

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郭磊1, 周利剑1, 白楠2, 贾韶辉1, 余海冲1, 张传农3

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从长输油气管道完整性管理应用现状出发,分析了管道完整性管理信息化建设的现实需求,并结合管道完整性管理平台实施案例,阐述了完整性管理信息化建设的实施步骤、内容和效果。通过完整性管理信息化的实施,企业实现了 20 余项管理业务的信息化,统一业务表单 70 多张,规范业务流程 40 多项,减少了业务数据采集、录入的重复工作,实现了企业绩效的动态监控,构建了基于完整性平台的开放生态应用环境,较好地解决了实际管理中的问题,有力地推进了企业的精细化管理,确保了企业管理体系的落地和切实执行,有效地将完整性管理与日常业务流程进行整合,从而验证了油气管道企业建立完整性信息化平台的必要性。

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吴策宇1, 耿晓梅2, 赵焕省1

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根据对欧洲天然气管道事故数据组织 EGIG 的输气管道事故报告的分析和总结,在汲取国外天然气管道事故教训和学习国外天然气管道建设经验的基础上,对国内天然气管道的发展提出了建议。采用事故统计分析的方法,并结合图表,分析了天然气管道总体和局部范围内的事故变化特点和趋势,总结出 5 种基本原因导致天然气管道事故的失效频率。认为在通过优化管道建设提高本质安全的同时,还应通过管道泄漏监控技术及时发现管道泄漏情况,通过安全预警技术及时预判可能发生的泄漏事故。此外,针对国内天然气管道建设及安全运行管理等方面提出了 5 条建议,可为国内天然气管道的发展提供支持。

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梁永图1, 任魁杰2, 黄中梁1, 何国玺1

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大庆油田液态轻烃管网属于多点注入的多源系统,采用原稳烃、浅冷烃、深冷烃混合输送的方式,目前外输泵启停频繁,压力波动较大,能耗较大,危险性高。在充分考虑各产烃站内不同轻烃输送顺序约束以及站内罐容约束等的基础上,以研究时间段内系统启泵次数最少为目标,建立轻烃站场外输优化调度模型,求解输烃站场最优输烃时间窗分布。采用两阶段算法进行求解,最后通过实际算例说明算法是有效可行的。计算结果表明:新的输送方案的启泵次数较传统输送方案启泵次数降低了 61.1%,减少了由于泵机组频繁启停造成的设备损耗,以及电力能耗费和频繁启停带来的管理与操作等问题。

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陈鹏1, 刘福旺2, 李玉星3, 王武昌3, 刘海红3, 张庆东3

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考虑水合物颗粒体积分数对水合物浆液粘度的影响,应用 CFD/FLUENT 模拟得到了设计工况下水平管中水合物浆液流型、床层高度,颗粒体积分数分布,管道压降、平均粘度等数据,同时基于Doron P 等提出的适用于固液两相流动的双层流动模型,编程求解各工况下的流动参数。通过对比模拟结果、计算结果和实验结果可知,数值模拟方法可以对水合物浆液在水平管中的流动压降进行准确预测,而通过编写 UDF,将水合物颗粒流动过程中的粒径分布考虑其中,可以更好地描述水合物浆液的流动状态。因此,数值模拟方法可以作为研究水平管中水合物浆液流动特性、分析流动参数影响因素的有效手段,但尚存不足,有待完善。

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赵德喜1, 曹学文2, 张宇航3, 崔铭伟2, 张楠2

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根据超声波在不同介质界面处的反射回波强弱不同的特性,提出了应用超声波对水平管气液两相流流型进行非介入式在线识别的方法。理论计算得到钢管内壁接触的介质分别为水和空气时的声压反射率,证明了超声波流型识别法的可行性。数值仿真研究管内的流体分别为水、空气时不同界面的反射回波特点,得到了超声波流型识别法的实现方式。依据数值仿真结果,开展超声波气液两相流流型在线识别实验,分析气液两种流体在管道横截面上的分布,从而识别水平管气液两相流流型。研究结果表明:在不影响生产的前提下,超声波流型识别方法能够准确获取水平管气液两相流流动过程中的实时流型,操作方法简便,且结果可靠。

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朱建鲁, 季鹏, 李玉星, 王武昌, 胡其会

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板翅式换热器封头内存在的物流分配不均是导致换热器性能下降的主要因素。通过对封头结构气液两相物流分配进行数值模拟和室内实验研究,对无挡板封头内部流场进行了分析,根据其物流分配特点和规律提出了一种具有普遍适用性的改进型挡板结构。通过对挡板位置、挡板厚度以及开孔孔径的敏感性分析,优化了挡板参数,并与其他型式封头进行了对比。结果表明:改进型挡板结构具有普遍适用性,可以有效改善封头内部的物流分配情况,出口通道的流量标准偏差比无挡板封头降低了一个数量级,比错排孔板型封头降低约 50%,该结构对于改善板翅式换热器的换热性能以及可靠性的提高具有重要作用。

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夏凤鸣, 刘英, 杨雨图, 缑斌丽, 徐兆军

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针对现有直埋夹套管总体抗压强度与轴向滑动试验装置普遍采用手动装卸砂、手动加载的特点,给出了规格为φ630 直埋夹套管总体抗压强度与轴向滑动试验装置的设计方案与工作原理,其主要由砂箱、液压加载装置、推拉力试验机、升降加砂装置、送管装置 5 个部分组成。砂箱底部设有出砂口,试验结束后,打开砂箱底部挡板,可将细砂引入其侧下方升降装置的储砂箱中,升降加砂装置可将储砂箱运到砂箱侧上方供再次试验时使用,液压加载装置可自动为砂箱加载,保证试验外管承受均匀、适当的载荷。该装置符合国家有关法规标准的要求,能实现自动装卸砂,自动为砂箱加载。

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潘建华1, 崔军1, 姚佐权1, 江涛2

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加氢反应器裙座支撑结构部位的机械应力和温差应力均较大,应力状况较为恶劣。对加氢反应器裙座支撑局部结构进行了温度场分析,采用间接分析法将所得温度场施加到结构上进行热应力分析。根据不同温度点的单向拉伸试验得到材料在各温度点下的应力-应变曲线,采用线弹性和弹塑性两种材料本构分别对加氢反应器裙座支撑结构进行有限元计算。将计算结果进行对比分析,表明弹塑性有限元计算结果更加精确。此外,根据 ASME Ⅷ-2 2007 关于两种方法的失效评定内容对该结构局部失效的可能性进行了评定计算。对比研究表明,基于线弹性有限元计算结果虽可用于工程设计,但其最大应力部位与实际情况并不一致,因此分析设计计算方法仍有改进的空间。

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李玉坤, 刘浩, 俞然刚, 姜雪

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总结了目前国内常用的埋地储罐强度和稳定性设计方法,针对具体埋地储罐案例,进行了壁厚计算、稳定性校核和加强圈设置及尺寸确定。为验证理论设计的可靠性并准确掌握埋地储罐的变形及应力分布规律,借助 ANSYS 软件建立储罐及周围填土模型并导入 FLAC3D,利用 FLAC3D 进行数值模拟;对比分析理论设计与数值模拟结果,得出结论:储罐理论设计是安全可靠的;设计过于保守,钢材强度利用率非常低;不设置加强圈的罐壁本身可满足稳定性要求,稳定性设计方法及公式偏于保守;无加强圈储罐,其封头强度及刚度均大于圆筒,应力和变形大小从两端封头到罐体中部递增,且二者在储罐整体上分布不均匀;有加强圈储罐,其应力及变形分布均较均匀,整体受力性能较好。

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郑利军1, 汤淼2, 丁俊刚3, 陈晶华1, 王凯1

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输送高凝点原油的海底管道在预热投产或停输再启动过程中,预热时机作为管道温度场预热充分的“显性”标志,具有重要意义。针对海底掩埋保温管道,建立了正向预热-投油计算模型,以某海底管道为对象,研究其在预热-投油过程中沿线温度的瞬变过程,并对预热时机的选取及影响因素进行探讨。结果表明:在管道投油-稳定瞬变过程中,最低油温出现在管道终点,故只要管道出口温度满足安全流动的需要,即可确保整条管道的油温处于流动安全允许范围内;预热时机取“终点水温=凝点”时,可以满足原油安全流动的温度要求,并且适用于不同热水流量和投油流量工况,推荐工程采用。

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李业1, 敬加强1, 代科敏2, 段念1, 伍鸿飞1

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海洋稠油资源是未来原油产量增长的重要来源,但相对于陆上油田,海洋稠油集输因涉及低温环境与立管输送而更具挑战性。采用水环举升稠油可以极大地减小输送摩阻,是一种非常有潜力的稠油“冷输”方法。基于油水两相流及计算流体动力学理论,利用 FLUENT 6.3.26 及 GAMBIT2.3.16 软件,建立了垂直上升稠油-水中心环状流(CAF)的几何模型与数学模型,评价了模型的有效性,模拟分析了垂直上升 CAF 的流态及特点,探讨了不同水环生成器环隙宽度及油水流速对垂直上升 CAF 的影响。结果表明:当油水流速比在一定范围内时,所建模型对垂直上升 CAF 的模拟结果与实验结果一致性较好;垂直上升 CAF 在入口端能保持理想的中心环状流,具有光滑的油水界面,但随着油水协同向上流动,油水界面开始波动;水环生成器的环隙宽度对垂直上升 CAF 的影响较大,环隙过小,水环稳定性较差,流动摩阻较大,而环隙过大则输油量较小;同时兼顾能耗与输油量,在模拟条件下,水环生成器环隙宽度为 1.8 mm 时输油效率最高。

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李建财1, 单国平1, 李超1, 吕强2, 李晋生1

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昌吉油田所辖区块油藏具有原油黏度高,储层中低渗的特点,采取管网远距离集输工艺,存在井口高回压甚至凝管等问题,而采取井口单罐生产收油车倒油至集中处理站的集输方式,存在收油车卸油困难、单罐电伴热能耗高、收倒油运费高、巡检管理不便、影响原油连续生产等问题。为此,采用回掺热水降黏集输工艺,使昌吉油田实现了稠油的管网集输,吨油运行成本降低 46%。探讨了该工艺在实际运行过程中暴露的问题,提出了停加降黏剂、在各回掺水配水站增加燃气水浴炉、使用伴生气代替 CNG 作为相变加热炉燃料等解决方法,取得了显著的经济效益和社会效益。

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王少锋

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结合 TCS 在新广州白云国际机场供油系统停机坪地下管网泄漏检测中的应用,探讨了适用于国内民航机场停机坪供油管网的泄漏检测方法及实施方案。TCS 系统采用压力阶梯法进行泄漏检测,其基本原理:用两个不同的压力连续地对密闭管段加压至两个已设定的相对高、低的压力值,通过比较高、低压力下管段压力值的变化曲线,确定泄漏系数值,进而判断泄漏情况。该系统适用于已建管道,安装、改造费用低;检测周期短,约 50 min;检测精度高,可达 0.04 L(/h·m3)。

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成建民, 张帆, 张演义, 张东宁

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压缩机组作为天然气输送的动力设备,是输气管道的心脏,输气管道运行的安全性和经济性很大程度上取决于压缩机组的可靠性和性能。燃气轮机驱动离心式压缩机和变频电机驱动离心式压缩机作为目前常用的长输管道驱动机型,被越来越多地应用于压气站生产实践中。结合榆林压气站的实际运行情况,通过对两类机组的可靠性、运行效率等性能进行比较,分析了燃机驱动机组和电机驱动机组在管道应用中的优缺点和适用性。通过组网联合控制配置方式弥补了双方的劣势,在发挥更高效率的同时,对输气管道安全、高效运行起着重要作用,对长输管道优化压缩机运行管理有一定的借鉴意义。

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张石超1, 钱祖国2, 杨凡2, 李键2, 李洪烈2

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西气东输站场以往校验压力变送器、差压变送器时,需要拆解引压管接头、二阀组组件和五阀组组件上的排污管,然后连接校表仪器校验。通过对未带二阀组组件的压力变送器加装改进的二阀组组件、对已带二阀组组件的压力变送器和差压变送器的排污管加装校表专用接头的方法,实现了压力变送器、差压变送器校验时的免拆解。避免了由于多次拆解引起的引压管接头处易漏气、丝扣处易滑丝、引压管变形安装后产生应力等生产运行风险,减小了校表人员的工作量和设备在校表期间的不备用时间,相对提高了设备的可用率,可为解决类似管道问题提供参考借鉴。

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陈俊琪1, 杜伟2, 王园园3

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西部管道乌鲁木齐输油首站成品油主泵启输及运行中多次出现机械密封泄漏油气油烟的过热失效现象。针对该问题,通过对机械密封失效现象的观察、气阻机理的探讨以及对气阻和杂质堵塞致机械密封失效的现象和原因进行对比分析,确定了气阻是导致机械密封过热失效泄漏油气油烟的主因。同时,提出了机械密封过热失效的解决方法,包括:启泵前需要反复多次对泵腔灌泵以充分排气;运行过程中若发现机械密封压盖及冲洗冷却循环管路快速升温发烫,则应立即在不停泵的状态下缓开泵腔排气阀排气。相关经验可为输油站现场避免发生此类问题提供实践依据。

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于达1 谢萍2 黄忠胜2 胡晓蓉3

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我国成品油管道发展迅速并已初具规模,但仍存在管理体制不适应、建设和运营经验不足等问题。对我国成品油管道的主要特点进行了归纳总结:压力等级高、设备先进、自动化水平高、输送油品种类少、管理相对粗放、运行管理高度集中。指出了存在的几个问题:不能准确检测批次界面,检测仪表缺乏校准,混油处理能力不足,规模不合适,工艺流程复杂,界面跟踪误差大,水击保护不恰当。针对管道建设和管理,提出了相应建议:推行“分储分输”模式,配备掺混设施,控制新建管道规模,开发通用界面跟踪技术,开展成品油管道精确化管理技术研究。(图3,参14)

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 封面 [0-01-01]
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 [2014年第1期]

王文明1 王晓华1 张仕民1 曾鸣1 王会坤2

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超声波管道内检测技术以其检测速度快、可靠、准确且不需要剥离管道外包层等优点成为管道无损检测的重要方法。国外超声波管道检测技术已有几十年的发展历史,并形成了管道内检测系列产品,但国内在该方面的研究仍处于探索阶段。相比于其他无损检测方法,超声波检测技术在检测精度和准确度上具有优势,是管道内检测的研究热点。分析了超声波检测的基本原理,介绍了国内外超声波检测技术的研究现状和最新研究进展,概述了现阶段国外较先进的超声波管道检测器的技术指标和产品的性能、特点。指出了超声波管道检测技术未来发展方向,可为我国超声波管道内
检测技术的研究提供参考和借鉴。(图3,表3,参21)。

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符泽第 兰惠清 张永龙 杜永平

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针对河流穿越管道泄漏后油品在水中的迁移扩散问题,采用计算流体力学中的有限体积法,选取标准κ -ε 湍流模型,建立河流穿越管道小孔泄漏的数值仿真模型。模拟了柴油在水域中的迁移扩散过程,并分析比较不同泄漏孔径、泄漏速度和水流速度条件下的油品体积分数和扩散范围。研究结果表明:泄漏速度、泄漏孔径和水流速度不仅直接影响油品在水中的扩散轨迹及迁移方式,而且会改变油品在水中的体积分数和扩散范围,该研究可为建立河流穿越管道漏油应急预报系统提供理论参考。(图10,表1,参10)

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滕卯寅 周伟国 王海 刘晓婧

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针对高炉煤气供应系统用户端用气量急剧变化而影响高炉煤气管网运行安全的问题。依据某高炉煤气管网的实际运行工况,建立了模拟煤气管网系统发生事故状况下管内压力和流量变化的实验系统。整个实验模拟过程由实验台和数据采集系统完成,实验气源为空压机压缩储存的压缩空气,管网由一根主干管段和一个环管组成。在实验工况下,采用流量计、差压计对处于主管道及环管道上的关键点进行实时测量,通过数据采集系统得到管路系统上的关键量变化值,从而确定管道内气体的流量变化。研究结果表明:该实验系统产生的瞬时稳态流动可以很好地模拟因非管元件状
态改变而产生的事故工况,对指导实际管道的安全运行有较大帮助。(图8,参10)

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李柯

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针对无风和有风情况下埋地天然气管道的管状扩散和渗透扩散泄漏过程建立了物理数学模型,使用Gambit 软件对模型进行网格划分,运用计算流体软件Fluent 进行数值模拟,研究了两种泄漏过程在不同时刻的扩散区域和安全避让区域,以及土壤渗透率对天然气泄漏扩散区域和浓度分布的影响。结果表明:天然气泄漏在有风情况下对地面扩散的影响更大,当风速增大到一定程度时,仅在泄漏口上风向存在安全区域;泄漏天然气穿过土壤层后剩余速度的大小决定了扩散高度、范围和气流形态,相对低渗透土壤,穿过高渗透率土壤层的天然气在空气中形成的扩散区域更大,扩散高度更高,但后期两者扩散范围基本相同。(图8,参10)

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李晓平1 王丽玲1,2 刘振1 周军1 张萌3

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截面持液率是气液两相流的基本参数之一。在气液两相实验系统上进行实验,采用高速摄像机系统获取了水平管气液两相流流型视频,提出了一种针对两相流动视频实现持液率检测的新方法。该方法针对自然光下拍摄的气液两相分层流图像气液区域与气液界面模糊、边缘难以直接提取的难点,采用新的递变规律加强图像的灰度使画面效果清晰化,通过中间线计算法提取气液边界线,进而通过提取的气液界面距离管底高度数据,计算管路持液率,其中包括同一帧图像不同截面的持液率以及同一截面持液率随时间的变化情况。实践证明:在自然光干扰较大的拍摄条件下,该方法能够获得连续、清晰的气液相边界,可推广应用于其他流型图像的分析和检测。(图9,参8)。

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林金贤1 林棋2 娄晨2 周军2 宫敬2

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为掌握气固两相流的流动阻力特性,利用计算流体动力学软件CFX,对直管段及水平弯管进行气固两相流数值模拟。采用欧拉-拉格朗日法选择数值模拟计算模型,根据模拟对象工况,确定软件模拟条件。通过模拟,对管道系统的特性、操作条件、物料和气体的性质等影响气固两相管流压力损失的主要因素进行了探讨,对连续相速度和压力分布特性以及颗粒运动轨迹进行了分析,得到了气固两相管流的压力场、速度场分布,颗粒在管内的分布情况和运动轨迹,以及不同工况条件下的系统阻力和颗粒沉积量分布规律,并确定了在特定条件下能耗最小的经济流速。研究成果可为气固两相流的工程设计和理论研究提供参考。(图18,表2,参10)。

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伍鸿飞 敬加强 靳文博 李业 杨蕾

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不同原油因族组成和碳数分布差异,低温流动性往往差别较大。以阿赛管道沿线站场原油为研究对象,测定各油样族组分及碳数分布,利用灰色关联模型,分别以原油凝点和黏度为评价指标,系统分析了原油族组成及碳数分布中各单因素对原油凝点及黏度的影响程度,给出了各因素对原油低温流动性的贡献大小。结果表明:在原油组分中,蜡含量是影响原油低温流动特性最主要的因素,胶质、沥青质的影响则相对较小,油分含量对原油低温流动性的影响也不容忽视;在原油的碳数分布中,碳数分布在C16 以下的油质对原油低温流动性的影响最大,而碳数分布在C16~C25 和C31~C33的非晶蜡对原油低温流动性的影响程度较碳数分布在C26~C30 和C34~C53 的微晶蜡高。(图1,表4,
参13)。

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李小月 刘德俊 马焱 王芙 高钊

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建立了两站间无旁接含蜡热油管道蜡沉积分布和运行工况数学模型:出站油温、周围环境温度及流量决定着含蜡热油管道的结蜡方位;管道结蜡后,结蜡段传热系数、流速、管道摩阻及管道沿线各流态长度等运行工况将发生变化。算例分析表明:管道沿线因存在结蜡层而使散热量降低,但提高管道出站油温,进站油温升高并不明显;随着结蜡起始点与出站之间距离的增加,管道沿线总摩阻基本呈线性降低且直线斜率较大;管输油品不同流态长度与管道沿线结蜡位置基本呈线性变化关系。(图3,表3,参11)。

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赵珂珂 李传宪 杨飞 张钦

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采用数值模拟的方法研究天然气管道减阻剂的雾化加注过程,首先对气体管道入口段的稳态流场进行模拟,得到收敛的气流场,再将减阻剂作为一系列离散相雾滴从入口喷嘴注入后进行耦合计算,分析各雾化条件对雾滴索泰尔平均直径(SMD)及其在入口段管壁上吸附特性的影响。模拟结果表明:喷雾压差、喷雾流量、喷嘴直径和喷射角度是影响天然气管道减阻剂减阻效果和减阻距离的关键因素。喷雾压差越大,喷雾流量越小,雾滴的SMD 越小,越容易吸附在入口段的管壁上;喷嘴直径和喷射角度对雾滴的SMD 影响不大,但喷射角度较小时,雾滴能被气流携带更长距离。研究成果可为天然气减阻剂的工程应用提供一定的理论指导。(图6,表5,参17)。

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杜艳霞1 沙晓东2 刘骁2

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江西省天然气有限公司所辖管道存在多处与高压输电线路或电气化铁路相邻的情况,为了
全面评价管道的交流干扰风险,参照欧洲标准DD CEN-TS 15280-2006 及国家标准GB/T 50698-
2011,进行了交流干扰的初步检测和详细检测,检测参数包括交流干扰电压、交流电流密度、交直流
电流密度之比及土壤电阻率。选取交流干扰严重位置,通过开展现场缓解试验和设计计算,确定了
交流干扰防护方案:在干扰严重位置与管道平行铺设锌带缓解线,并在缓解线和管道之间串接去耦
合器。设计方案实施后,获得了理想的防护效果,可为同类工程提供参考。(图6,表4,参10)。
关键词:江西天然气管道;交流干扰;检测;防护方案;效果评价

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洪险峰 姜晓红 付桂英 郑景娜 肖英杰

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传统的投产前管道测径方法存在检测周期长、人力物力消耗大、可靠性差等问题。为此,研发了一种新型投产前管道智能测径检测器,该设备的机械主体由筒体、皮碗、变形探头臂及里程轮组成,电气主体由记录仪、电池组、标记器及变形传感器组成。投产前管道智能测径检测器主要依靠空压机作为动力源,在不建立背压的管内环境下运行,并需解决不稳定的运行状态造成的检测数据丢失、信号失真等问题。现场实际应用结果表明:该装置能够在较短时间内快速发现、量化和定位站间管道存在的变形,从而大大缩短管道的施工工期,为管道验收提供科学依据。(图3,表1,参8)。

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吴晓南1 蒋艺1 黄坤1 马国光1 倪先华2 苏庆伟1

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CNG 加气站的生产系统工艺流程复杂,误操作后果严重。采用三维虚拟现实仿真与CNG 加气站安全培训相结合的方式,实现了利用CNG 三维仿真培训系统提高培训效率的目标。详细介绍了该仿真系统的组成、3DSMax 软件建模方式、设备模型及其原理和流程,该仿真系统可用于CNG理论及工艺流程的教学,确保新入职员工快速高效地进行岗前培训工作,为CNG 加气站安全运行提供一定的技术保障。研究结果表明:集先进性、实用性、科学性于一体的CNG 三维仿真培训系统在课堂教学与员工培训中的应用,极大地提高了课堂理论教学和实践培训效能,该系统可以进行
批量培训,不受实训场地和资金的限制,具有较好的经济性,是一种提高人员技能水平的有效培训方式。(图6,参10)。

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滕延平1 金良2 高强1 费雪松1 南敬茹1 刘志刚1 王立峰1 董博3

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以同一时期进行内外检测的某条原油管道A 站至B 站管段作为研究对象,对内检测发现的管道外腐蚀结果与外检测数据评价结果进行对比分析。结果表明:管道外腐蚀点远多于外防腐层缺陷点;由于阴极保护的作用,外防腐层缺陷点处管体良好,未见明显腐蚀;管道外腐蚀风险点在防腐层剥离的区域。可以利用内检测数据评价管道防腐层的剥离情况,现有的外检测技术具有局限性。针对外检测技术的局限性,提出在管道外检测及日常管理过程中,应加大直接开挖检查力度,对管道外防腐措施的有效性进行评价,以确保管道的安全运行。(图2,表1,参7)。

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周彬1 蔡亮2 李斌1 王洪刚3 赵磊1 陈喆1

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为了降低离心泵故障率,减少维护成本,全面梳理了国内外离心泵运行管理标准。从离心泵设计安装、运行管理和维护修理3 个方面,深入研究了国内外离心泵技术标准的差异。系统阐述了俄罗斯标准、美国标准和ISO 标准的先进性,包括泵与出入口管道的连接要求、泵房通风系统控制逻辑关系、泵基础下陷情况监测、泵紧急停车的情形、泵检测维修周期以及泵轴承箱和泵轴的振动幅度和速度限制等。建议借鉴国外相关标准的先进理念,加强标准制修订工作,以提高我国离心泵的运行管理标准水平。(表7,参6)

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彭旭1 邓莉1 夏换2 刘厚平2 吴益泉3 胡坤1 艾志久1

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在水平定向钻管道穿越中,当回拖管道穿越河流时,水位的涨落动态效应形成的极限静水压对管道回拖的安全性影响极大。为分析回拖孔壁附近的地应力分布情况,预测孔壁的稳定性,通过对孔壁附近应力场的分析,结合已有的孔壁稳定性判据,推导出合适的孔壁稳定性判据。采用有限元方法,建立穿越模型,并对模型在动态水位变化下的孔壁稳定性进行数值分析,模拟了当河水处于最高水位且继续变化条件下,孔壁附近应力场的变化情况,由应力结果分析得到了孔壁的稳定性随水位上涨而变差的结论,对于现场施工预测评估具有重要的指导意义。(图8,表1,参12)。

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席海宏1 赵玲玉2 刘明亮1 吴斌1 韩世聪1 张光明1

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随着输气管道的不断建设,输气站的放空气量不断增加,造成较严重的资源浪费和环境污染。结合输气站工艺流程,根据计划性放空气量大、次数多、时间约束小等特点,提出了以地下储气井储气技术为核心的输气站放空气回收工艺,在输气站中选取合适位置建造储气井,利用气体自身的压力将高压放空气体引至低压储气井中储存回收。储气井回收输气站放空气的主要设施包括2 口储气井以及相关管道和阀门。在中国石化某输气站进行实例应用,结果表明:该方式具有安全性高、占地面积小、设备布局美观、经济性良好等优点,能够避免资源浪费,达到节能减排的目的,值得进一步研究和推广。(图2,表2,参12)。

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叶海宾 宋春娜 崔宁

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海底管道悬跨是海洋石油管道工程中十分常见且亟需解决的问题。介绍了填充沙袋法、覆盖“仿生水草”法、灌浆法及固定支撑法等传统悬跨处理措施。阐述了悬臂梁支撑法处理管道悬跨的原理及其施工工艺。在海底管道底部安装支撑结构,并通过吸力桩将支撑结构固定到海底,可以在管道的生命周期内永久性解决管道悬跨问题。将悬臂梁支撑法应用于乐东气田某管道,结果表明:悬臂梁支撑方案施工工艺简单,不影响油田生产,而且可靠性高,在费用和效果上都具有很大的应用优势。该方法可为解决深水海底管道悬跨问题提供借鉴。(图3,参6)。

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喻西崇1 谢彬1 邬亚玲2 李玉星3 王武昌3 朱建鲁3

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针对FLNG/FLPG 装置区别于常规FPSO 以及陆上LNG 工厂的关键和难点技术,以南海某深水气田为研究目标,开展了FLNG/FLPG 装置液化工艺方案优化分析,提出了具有自主知识产权的CO2 预冷双氮膨胀的海上FLNG 液化工艺。对影响该工艺流程性能的关键参数进行了优化,分析了该工艺对于海上FLNG 装置的适应性。结果表明:二级制冷工艺用于海上FLNG 装置的天然气预冷过程,当二氧化碳一级制冷温度在-20 ℃左右,二级制冷温度在-50 ℃左右,氮气循环压缩机出口压力取8 MPa,两级氮膨胀制冷分界温度取-98 ℃,海水换热温差在8 ℃左右,单列总功耗
为6.258×104 kW,液化率为93.7%,比功耗为0.327 1 kW·h/m3。该工艺安全性高、流程简单、设备紧凑、经济性较好,具有较好的海上适应性。(图6,表4,参8)。

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张强1,2 邓道明1 董勇1,3 涂多运1,3 吴海浩1 宫敬1

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根据严重段塞流4 个阶段的特点,针对L 形立管系统不稳定流建立了一维准平衡态简化计算模型,其忽略摩阻和加速度的影响,立管中气相穿透过程应用漂移流模型。气相穿透、气液喷发阶段采用特征线方法求解,并引入气相密度偏移修正过程,能够对典型严重段塞流和液塞长度小于立管高度的过渡严重段塞流进行模拟。将模型计算结果与实验室结果以及其他文献的实验数据进行对比,结果表明模型能够对L 形立管系统中的两相不稳定流动进行较准确的模拟。(图2,表3,参16)。

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方娜 陈国明 朱红卫 孟会行

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统计分析了墨西哥湾和中国海域203 起海底管道泄漏事故,得出第三方破坏、冲刷悬空、管道腐蚀为事故主要致因。分析了第三方破坏的起因,提出了应对措施和维护方法。建立了海底管道悬跨鱼刺图模型,认为设计埋深不合理、施工埋深不足、未采取保护措施、施工质量不达标和地形数据不准确是导致悬跨的深层次原因,并提出悬跨防控措施。指出引起海底管道腐蚀的因素包括防腐层失效、阴极保护失效、管道自身缺陷等,给出了减少腐蚀泄漏的措施。统计分析结果可为降低海底管道运行风险水平、提高日常作业管理和事故应急能力提供参考。(图4,表1,参15)。

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于刚1 邹晓燕1 麻建军1 杜京蔚2 杜树勋3 狄鹏1

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为了解决高气液比油井气液比高、生产稳定性差而难以精确计量的难题,研制了适合高气液比计量的三相自动计量装置。该装置采用两级分离和旋流预分离器双入口设计,分离效果好、抗波动性强;实现了装置的小型橇块化,可设为车载式或固定式,扩大了适用范围;控制系统采用RTU作为数据控制模块,计量过程完全自动化,无需人工操控,采用GPRS 数据传输模块可实现计量数据远传至中心服务器;采用连通管原理,配套高精度液位计,实现了产液和含水率同时计量。在高气低液单井、高液低气单井以及间出井等不同工况下开展单井现场应用,结果表明:高气液比三相自动计量装置不仅计量结果稳定、精度高,且对间出井等特殊工况适应性好,产气量、产液量、含水率计
量值的相对误差分别低于10%、2%、5%。(图1,表3,参6)。

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程宜强1 李强林1 蔡海生1 徐志斌2 范文斌3

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为合理控制济淄天然气管道清管过程中的收球速度,基于清管器运行速度的准确计算,分别采用二次收球和调整收球流量的方法控制收球速度,规避清管器撞击盲板的风险。根据SY/T 5922-2003《天然气管道运行规范》,将清管器运行速度视为与天然气流速相同,推导出了运行速度测算公式,利用该公式测算出的理论值与实际值的最大相对误差不超过6%。通过对济淄管道16 次清管作业的收球数据进行总结分析,结果表明:清管器质量越大,收球流量越大,接收到清管器的位置距离收球筒盲板越近,清管器撞击盲板的风险越大。研究成果和实践经验可为清管器速度控制提供依据。(图3,表2,参6)。

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高淑红 张江江 张志宏 陈微

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塔河油田集输管道输送介质具有高含H2S、高含CO2 及高含氯离子的特点,在无氧且低流速环境下,易生成FeS 等腐蚀产物,FeS 具有自燃性,一旦发生自燃将会引发火灾和爆炸事故。采用X-射线衍射测试方法对腐蚀产物组分进行分析,在H2S、CO2 共存体系下,腐蚀产物以FeCO3、FeO(OH)、Fe3O4 为主,铁的硫化物以FeS 为主,但含量较低。采用加热的方式,利用固体自燃点测试仪对不同组分的7 个腐蚀产物混合物进行自燃特性分析,结果表明:FeCO3 可以表现出一定放热,但不会发生自燃;对于FeCO3 与FeS 形成的混合物,当两者质量比为15:10、单质硫磺的质量分数为2.67%时,FeCO3 和FeS 混合物自燃点为189.08 ℃,易发生自燃,建议在现场断管作业中采取预防
FeS 自燃的措施。(图2,表2,参6)。

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封面

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黄维和1, 郑洪龙2, 王婷2

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我国油气管道历史,最早可以追溯到公元前200 多年秦汉时期,但近代中国的管道工业显著落后于工业发达国家.新中国成立后,一些大型油气田开发带动了管道工业发展,2011 年,西气东输二线建成投产,标志着我国管道建设技术达到国际领先水平.近年来,我国在易凝高黏原油输送、高压输气管道断裂控制、管道工程建设、管道完整性管理及大型管网集中调控等方面进步显著.陆上油气管道已成为我国最为现实、可靠、重要的能源战略通道,安全高效是油气管道永恒的主题,管道建设运行管理面临诸多挑战,相关技术尚有很大的提升空间.为了发挥管道独特的安全、经济、环保优势,未来我国油气管道发展面临如下重大课题:重质原油输送、天然气高效输送、X90/X100 高钢级钢管应用、机械化施工、管道安全防护、管网可靠性管理和管理信息化.

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王小龙1,2, 张劲军1, 宇波1, 李鸿英1

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从乌鲁木齐到兰州、全长1 838 km 的西部原油管道是我国西部石油输送战略通道.该管道建设和运行过程中遇到了一系列严峻的技术挑战,包括管输原油品种多、物性差异大且不确定性强,原油管道与成品油管道长距离同沟敷设带来两管间的热力影响,以及采用顺序输送、冷热油交替输送、含蜡原油常态化间歇输送等几乎所有的原油管道复杂运行方式.通过技术创新,成功地解决了上述技术难题,形成了多品种原油加剂改性顺序输送、长距离管道冷热油交替输送、长距离顺序输送含蜡原油管道间歇输送、同沟敷设管道热力影响数值模拟、含蜡原油管道停输凝管概率评价方法等输油新技术成果.2007 年管道投产以来,这些成果的综合应用满足了各种复杂输送任务的要求,确保了管道安全、高效、灵活运行.

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薛致远1, 赵君1, 何岚2, 毕武喜1, 刘健3

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随着油气管道所受交流干扰越来越严重,交流干扰防护技术亟待发展和有效应用.交流干扰有3 种机理:感性耦合、阻性耦合和容性耦合;交流干扰有3 种危害:管道腐蚀、人员伤害、管道损坏.根据不同的危害形式给出了防护方案,指出在工程实践中可采用数值模拟技术对交流干扰防护系统进行优化,并应加强管道运行中对交流干扰的监测.建议建立完善的管道交流干扰防护准则,同时推广交流干扰数值模拟技术及监测技术,实现管道交流干扰风险的全面管控,保障油气管道长期安全运行.

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陈国群1, 郑建国1, 柳建军1, 彭世垚1, 张明2

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随着现代化油气管网的快速发展,管网仿真技术得到长足发展,未来亦将在保障管网安全、高效运行中发挥越来越重要的作用.为此,调研了国内外管网仿真技术发展现状,深入分析了国外仿真软件产品的优点与不足;介绍了国内仿真技术发展动态,国产化仿真软件RealPipe 引领了国内油气管网仿真技术的跨越式发展.针对管网业务发展而不断产生的新需求,提出了仿真技术未来发展与应用的几点展望,有助于驱动仿真软件产品在功能与性能上的升级换代,对仿真技术发展具有一定的指导意义.

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张炀1, 李自力1, 王菲菲1, 王军1, 唐炳文2, 邵帅2, 陈坚2, 徐叶新2

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为了研究原油装船过程中油气回收技术发展现状,综合国内外应用现状和相关排放法规,分析了对国内原油装船过程中油气回收技术研究的必要性,指出大处理量、高含硫量是目前岸上油气回收处理装置需要克服的难点.装船过程中油气浓度是变化的,其中后20%装船过程的油气浓度波动剧烈.国外在油气回收技术领域的研究探索已有50 年的历史,拥有油品码头油气回收一系列比较成熟的技术.当前原油油气回收主要采用燃烧法、吸收法、吸附法、冷凝法及其组合工艺,其中以吸附-吸收法、冷凝-吸收法最为常用,膜分离法不适宜使用.

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帅义, 帅健, 郭兵

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管道完整性管理体系审核是持续提高完整性管理水平的重要手段,目前国内外尚无成熟的针对管道完整性管理体系审核的相关技术和方法.依据ASME B31.8S-2010 和API STD 1160 中完整性管理的具体要求,结合管道完整性管理实施过程和特点,基于策划-实施-检查-改进(PDCA)的运行模式原理,遵循独立性、简洁性、系统性的原则,构建了管道完整性管理体系审核指标体系,开发了管道完整性管理体系审核评分系统.将该系统应用于3 个输油处,对其管道完整性管理开展情况和管理水平进行验证和评估,效果良好.建议在运用该评分系统进行管道完整性管理体系审核的过程中,使有相关经验的管理人员、技术专家和工程人员参与评价,以获得更为科学、准确的评价结果.

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陈利琼, 李云云, 党美娟, 许培林, 刘博

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油气管道系统具有点多、面广、线路长的特点,选择资产管理方法,实现资产在整个寿命周期的完整性存在诸多问题,因此,寻求一种适宜的资产管理方法尤为重要.列举了国内外石油公司进行资产管理的成功经验,得出大型石油公司均采用的是资产完整性管理方法.通过调研管道系统资产安全事故,得出影响资产完整性管理的主要因素是领导监督或规划不足.基于此,提出实现管道系统资产完整性的重点是确保在资产整个生命周期贯穿完整性管理,给出了管理方案,提出了改进建议,给出了严格执行资产评估和维护的9 大流程.在全寿命周期实施完整性管理,可以最大限度地实现资产完整性.

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陈娟, 季峰, 刘学彬, 许晨

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在低温环境下进行在役管道焊接时,除了管道内部介质流动带走焊接热量外,外部低温环境也会加快焊接时焊缝的冷却速度,从而增大在役管道焊接氢致裂纹出现的概率.保证低温环境下在役管道焊接质量的主要控制措施包括:通过改变焊口的预热方式,进行层间温度控制;采用回火焊道工艺,改善现场环境温度;加强氢致裂纹的延迟检测,采取焊后保温等.由于管线钢材质等级的提高和制造加工工艺的不同,低温环境对在役管道焊接接头冷裂纹的影响越发复杂,因此,应针对不同管线钢材质、不同运行条件下的低温在役管道焊接工艺开展深入研究.

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王瀚翎, 付冬梅

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失效概率评估是管道定量风险评估的关键.将区间直觉模糊数引入专家对管道失效可能性的评估中,以便从支持、反对、犹豫3 方面用区间的形式全面表述专家的评判信息;在假定该区间直觉模糊数的区间记分函数服从正态分布的前提下,定义了一种考虑信息使用者风险偏好的区间数点算子,利用D-S 证据理论和灰色关联分析实现多位专家评估信息的融合;通过选取不同的风险偏好因子,探讨失效事件发生概率及结构重要度排序的变化趋势,在完善管道失效概率评估的同时,降低了失效底事件集的不确定性.以管道焊接失效为例,阐述了该失效概率评估方法,并验证了其有效性.

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李毅, 王增国, 詹燕民, 高书鹏, 谷雨雷, 柴兆瑞, 王军

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实施海底管道完整性管理,保证其安全可靠运行,对于海域环境安全和生产安全都具有重要意义.风险评价是海底管道完整性管理的核心工作,是实现风险预防管理的前提和基础.基于Kent 法的基本原理,结合我国海底管道管理的实际情况,梳理划分了第三方破坏与机械损伤、腐蚀与冲蚀、结构与设计、误操作、自然与地质灾害5 大类海底管道风险因素,设计了包含73 个指标的风险评价指标体系,建立了半定量的海底管道风险评价模型,为海底管道完整性管理的实施奠定了基础.

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曹仁义1, 阳小平1,2, 范晶1, 徐俊杰2, 江任开1,3, 陈岭1

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针对断层封闭储气库注气过程,利用流体力学、渗流力学和气藏工程方法,推导了从注采井井口至井底、井底至近井地带区域以及近井地带至断层3 个阶段的压力分布方程,绘制了不同流动和地质参数下的预测图版,为储气库注气过程中从井口到断层全过程的压力跟踪评价提供了理论依据和参考.利用推导的公式,可以根据注气井口或井底压力计算储气库断层处的压力,判断断层压力是否超过设计上限压力,也可以根据断层处最大开启压力,计算注采井合理注气压力界限并评价气库提高库容的可行性.

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霍连风1, 丁艳芬2, 张冬敏1, 张立新1, 欧阳欣1, 支树洁1, 李其抚1, 刘杰慧3

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为了研究有机与无机纳米杂化材料降凝剂(简称NPZ)对高含蜡原油的作用机理,采用Zeta电位技术对添加了NPZ 的大庆原油中石蜡晶粒的表面电荷及其与晶粒聚集、运动的关系进行研究,结果表明:大庆原油添加NPZ 降凝剂后,石蜡晶粒的Zeta 电位明显高于添加EVA 降凝剂和未加剂大庆原油的Zeta 电位,石蜡晶粒尺寸减小,蜡晶不易聚集,不能形成三维网络结构,因而使大庆原油具有良好的低温流动性,同时证明了NPZ 对含蜡原油的作用机理中吸附作用占主导地位.

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马纪伟, 王芝银

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根据某拟建储气库库址盐岩的蠕变试验数据和蠕变变化规律,基于伯格斯蠕变模型拟合得到了其蠕变参数.采用最大熵原理研究蠕变参数的概率分布,分别利用各蠕变参数试验数据的各阶中心矩及数据取对数后的各阶中心矩信息作为约束条件,建立蠕变参数概率分布的最大熵模型,并求解得到各蠕变参数密度分布函数.针对不同约束条件建模求解得到不同的熵密度函数形式,构建熵概率分布函数与经验分布函数的相对熵计算公式,通过相对熵值的比较分析选择更符合实际的密度函数.结果表明:基于熵理论推导建立的盐岩蠕变参数的概率分布模型,既可充分利用试验数据提供的信息,又能避免主观辩识或假设对参数概型结果产生的不利影响.

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邓涛1, 宫敬1, 于达1, 吴海浩1, 姚亚男2, 陈曦1, 周军1

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国内外规范详细规定了天然气管道强度试压及严密性试压的操作过程,但对于试压后管道内积水的排放操作未给出具体规定,当长距离输气管道穿越复杂地形时,比地势平缓地区的管道在建设及运行中存在更多问题,管道强度试压和严密性试压之后的排水就是其中之一.分析了管道分段试压原则,介绍了排水过程中清管器的运动模型和管内可能存在的不满流流动状态.基于理论研究和试验研究开发了适用于各类地形条件下试压排水的模拟软件,并对现场试压排水过程进行模拟计算,其结果与现场结果吻合较好,该软件可为其他管道试压排水工程提供指导.

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李玉浩1, 曹学文1, 王文光1, 梁法春1, 肖荣鸽2

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随着高含硫气藏的不断开发利用,酸气集输管道的硫沉积问题日益突显.目前有关硫沉积的预测模型尚不完善,针对管道内沉积硫的检测方法也鲜有报道,为此,提出了一种新的基于超声回波的非介入式检测方法.利用超声波穿透力强、遇到分界面会有显著的反射和透射等特性,通过监测管道内壁与沉积硫、沉积硫与天然气这两个分界面的超声回波,对管道内沉积硫的厚度进行高精度检测.数值模拟结果表明:超声波对酸气管道内沉积硫的检测误差在±2%以内,该方法安全可靠,不破坏管道结构,不受管内温度、压力的影响,检测结果对于酸气集输系统的运行和清管具有很好的指导作用.

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杨子慧1, 梁晨2, 张蕾1, 姜翔飞1

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为了保证油气管道站场无死角监控,降低周界入侵防范系统的误报率和漏报率,将对射探测技术与双鉴探测技术相结合,设计了一种新型周界入侵防范系统.根据油气管道站场、对射探测器及双鉴探测器的特点,将对射、双鉴探测器分别安装于普通围墙上及围墙拐角处.实例应用结果证明:其安防效果较好,无漏报、误报情况,满足油气管道站场实时性和准确性报警的需求.

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刘英男, 张鑫, 单鲁维

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天然气管道放空是压力、温度、气体流速都随时间变化的复杂过程,为准确计算长输管道天然气的放空时间,以放空管路为研究对象,建立非稳态的偏微分方程组,利用特征线方程将偏微分方程组转化为全微分方程组,并进行数值求解,计算出天然气管道放空所需时间.该方法的计算结果与工程实际中的管道放空数据吻合良好,可以较准确地计算长输天然气管道放空所需时间.

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雷鸿

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天然气调压系统的主要任务是调节输气管道的压力和流量,保障其处于安全范围.随着调压系统的长期运行和下游供气结构的变化,许多调压系统无法正常实现压力和流量调节,PID 控制不能适应新的供气要求.本文介绍了调压系统的硬件组成和控制原理,阐述了传统PID 控制原理以及在调压系统中存在的不足,根据长输管道供气要求的变化,提出了趋近控制原理,介绍了其实现方法,以适应新的调压控制要求,满足长输管道下游用户的供气需求.

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邵河

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当前我国LNG 市场定价机制不合理,多以成本加成法为主,而未考虑与替代能源挂钩,其市场价值没有得到充分体现.基于此,以大牛地气田周边区域为例,利用等热值法对该区域不同地区、不同用途、不同类型用户的LNG 价格承受力进行分析.结果表明:该地区LNG 价格相对于替代能源的价格有上涨空间;对于不同用途的LNG,车用LNG 的价格承受力高于民用和商用LNG,高于调峰与发电用LNG;针对不同类型的LNG 用户,应该对市场进行细分,确立并实施差异定价模式.

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王一斌1, 冷明2, 陈磊3

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国内有关航空煤油储罐的介绍大多局限于对某施工项目完成过程的描述或某项新技术在航空煤油储罐中的应用情况,为此,系统总结了国内外航空煤油储罐的发展概况和技术特点,航空煤油储罐采用锥形罐底、浮动吸油装置以及防腐防静电处理等一系列方法,是为了在较短沉淀时间内以更快的速度安全高效地转运高质量航空煤油.结合国内某10 000 m3 航空煤油储罐施工工程实例,总结了储罐建设难点,包括储罐焊接变形控制、锥形罐底施工、罐壁倒装法施工及浮动吸油装置装配等,并逐一给出解决措施.

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程旭东, 韩明一, 彭文山, 王芳

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国内针对大型LNG 储罐预应力混凝土外罐预应力张拉的研究相对匮乏.为此,将理论分析与数值计算相结合,推导了在张拉阶段罐壁的挠度方程、罐壁纵向弯矩计算公式、罐壁弯曲应力计算公式和罐壁环向应力计算公式.采用ADINA 有限元软件建立LNG 储罐外罐有限元模型,分析了在各种张拉方案下混凝土外罐的应力、位移及其变化规律.结果表明:在预应力张拉阶段,罐壁底部混凝土处于双向受拉状态,其拉应力接近混凝土的抗拉强度,为最危险部位;预应力钢筋最佳张拉顺序是先张拉全部竖向预应力钢筋,后张拉环向预应力钢筋,其中环向预应力钢筋由上至下依次张拉.研究结果可为大型LNG 储罐的建造提供技术支持.

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孙立刚1, 王新1, 刘思敏2

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目前国内长输管道工程设计在安全阀的选型、安装位置、设定值选取等方面存在争议,为此,归纳整理了国内外常用的安全阀设置的相关标准、规范,围绕输气站场安全阀的选型、安装位置、压力设定值等问题进行分析,为输气管道工程设计提供安全阀设置优化方案.同时,建议采用安全切断阀串联压力调节阀的方式进行压力保护,取消调压阀下游设置的安全阀,指出GB 50251-2003有关安全阀定压的规定未考虑泄放过程中安全阀的动态特性,需要修订相关条文.

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于宏亮1, 孙岩军1, 尚晓林2, 黄芳宇2, 綦耀光2, 曹愚3

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传统的原油沉降罐清罐方法是待沉积物达到一定高度后,将罐停用、放空,通过人工或机械方法进行清理,既影响罐的功能,又存在巨大的安全隐患.在分析原油沉降罐中固性颗粒和泥质物沉降、泥饼形成规律的基础上,依据在线定时旋转自动吸泥清罐的工艺原理和外驱动结构,设计了新型大罐在线自动排泥装置,其结构简单,控制方便,运行可靠.逾6 年的实际应用结果表明,该装置可达到原油沉降罐自动排泥的要求.

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郑宏丽, 肖英杰, 杨博霖, 王汉国

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为了解决老式检测器探头耐磨层在检测工程中存在的问题,避免因其损坏而造成检测数据失效,对3 种改造方案进行对比分析,得出氧化锆陶瓷片具有耐磨性强、对信号采集无影响等优点.国家工程实验室的动态实验结果证明:采用氧化锆陶瓷片作为耐磨层的新探头,其耐磨性能及抗疲劳失效能力较老探头均有很大提高.经过探头耐磨层改造的检测器成功应用于东莞成品油管道检测项目,在完成了161 km 管道检测任务后,探头无损坏,检测数据完好,为类似探头的改造提供了依据.

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封面

[0-0]
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姚伟

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我国油气管道建设正处于蓬勃发展的阶段,但同时也面临着新老管道交替,处于事故多发期的严峻挑战.近年发生的多次管道事故暴露出国内在完整性管理、应急响应和监管体制等方面存在的不足.为此,对国外油气管道监管体制、法规和标准等进行调研和分析,对我国油气管道的监管机制及法规、标准现状进行探讨,研究指出:为了保障管道安全、高效、可靠运行,需要明确政府监管和企业管理的职责,完善政策法规,落实监管机构和体制,改进技术标准规范的技术水平和编制模式.并提出建议:将完整性管理写入《石油天然气管道保护法》,系统搭建管道应急技术平台,推动管理人员资质管理等.

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赵新伟1, 张广利1, 张良1, 罗金恒1, 于美2

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在模拟近中性 pH 土壤腐蚀环境的 NS4溶液中,采用慢应变速率拉伸(SSRT)试验、电化学极化和 SEM 观察,研究了外加阴极极化电位对 X80 管线钢近中性 pH 土壤应力腐蚀开裂(SCC)行为的影响.结果表明:X80 管线钢在近中性 pH 土壤环境中 SCC 敏感性较高,开裂模式为穿晶 SCC;SCC 机制随外加阴极极化电位不同而改变,外加阴极极化电位高于-900 mV 时,SCC 受阳极溶解和氢脆混合控制,外加阴极极化电位低于 -900 mV 时,SCC 为氢脆控制;随着外加电位负向增加,慢拉伸试样的断面收缩率、延伸率和断裂时间降低,SCC 敏感性增加,在实际管道阴极保护工程中要避免过保护.

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冯庆善1, 贾光明1, 何淼2, 苗绘3

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为了评估管道的基本状况和各种缺陷的变化趋势,需要尽早对管道本体进行检测,将检测结果作为管道本体物理条件的基础,并作为今后评估缺陷变化的基准,亦被称为基线.当前提高管道安全性、降低运行成本等需求,使得科学决策对管道缺陷的维修越来越重要,检测取得管道本体状态的基线已成为管道评估管理的重要环节.基线检测一般是指针对管道本体进行的全面检测,包括内检测和外检测.介绍了基线检测的概念及做法,通过工程标准与适用性评价标准的对比和验证,分析了二者之间的差异,提出了基线检测面临的挑战,讨论了几个在工程管理和运行管理两个阶段对各类缺陷的不同认识,最后针对基线检测提出了建议,指出基线检测是管道安全运行的重要保证.

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董绍华, 王东营, 费凡, 安宇, 董秦龙, 周永涛

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中国油气管道长度已近11×104 km,并已基本形成主干网络.随着经济的发展,经济开发地带区域人口逐渐稠密,使得原来管道通过的一类、二类地区变为三类、四类地区,普遍存在初期设计与当前状况不符的情况,如果全部采取降压、换管或改线措施,耗资巨大,并会带来新的风险,问题难以解决.从管道风险出发,对管道地区等级升级问题进行系统研究,借鉴国外管道公司升级管理的法律法规规定,给出我国管道升级的必要条件,提出管道地区等级允许升级后需要采取的措施,并通过案例分析进一步对升级地区进行说明.解决管道地区等级升级问题,对于管道公共安全管理意义重大,经济效益显著.

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张宏1,2

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2013年11月22日,中国石化东黄管道原油泄漏到市政排水渠中发生爆炸,造成62人死亡,成为我国最严重的管道事故.事后,国务院成立事故调查组对事故发生的过程和原因进行了调查,对事故的责任进行了认定.通过解读该事故的调查报告,对事故原因进行了思考,指出:在管道生产过程中,安全比高效和经济更重要;没有严格执行完整性管理是导致事故发生的重要原因;在安全生产五要素中,安全文化建设仍是最薄弱的环节.为了保证管道安全,需要加强安全文化建设,切实落实完整性管理.

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帅健, 张思弘

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介绍了美国油气管道安全立法进程.通过对历年来美国国会通过的管道安全法案内容的分析,总结了美国管道安全立法的阶段性特点:1968-1978年是管道安全法规建立初期,从联邦政府到各州政府,对于管道安全逐渐重视,并在管理内容上开始细化;1979-2001年是管道安全法规完善阶段,建立了突发事件的应急协作机制,加大了监管的力度,该时期的法规已呈现出严格化、细致化的特点;2002年至今是法规成熟阶段,提出了油气管道完整性管理模式,加强了高后果区管道的风险管理,法规在内容上更加系统科学,体现了从"治"到"防"的现代安全管理思路,一定程度上反映了先进的管道安全管理理念及其发展趋势.油气管道安全问题由来已久,发达国家在过去遇到的油气管道安全管理问题在我国同样存在,完善油气管道法规标准及管理体系将是一项长期任务.

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张仕民1, 梅旭涛1, 王国超2, 李亨涛1, 王宏生2

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安全可靠的管道输送系统是油气资源开采与输送的重要保证,油气管道应急维抢修技术越来越受关注和重视,及时对油气管道进行维护与维修,可以减少管道事故的发生,一定程度上降低管道运行成本.综述了带压开孔封堵、管内智能封堵、夹具维修等方法的技术发展现状以及相应作业工具的发展趋势,介绍了新型管道维修技术,对不同工况下服役管道的维修有一定的指导作用.对管道维抢修方法及技术做了总结与展望,指出建立管道维抢修应急系统(Emergency Pipeline Repair System,EPRS)将是未来管道建设的发展趋势.

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史航1, 吴东旭2, 马骥国2

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近年来发生若干起因危险化学品管道泄漏进入城市给排水管涵、电缆沟等地下设施引发的爆燃事故,主要是危化品管道与城市地下设施布置不合理,管道缺乏检查维护而使危化品泄漏进入地下管涵空间造成的.当前技术规范中缺乏危化品管道与城市地下设施布置的相应要求,城市范围的扩大将许多危化品管道圈入市区之中,构成了城市的巨大安全隐患.结合埋地危化品管道的性质,阐述了处理危化品管道与市政设施交叉、近距离并行布置的技术要点,力求为管道运营公司及市政管网管理部门提供一些参考.

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王维斌1, 罗旭2, 李琴2, 黄志强2, 朱子东1, 席御僖2, 王毓薇3

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结合国内水下管道埋深检测的工程需求,介绍了基于电磁法原理的各水下管道检测设备的组成及性能,包括河流穿越管道探测系统(BPS)、磁性多功能定位和跟踪系统(InnovatumInc)、One-Pass检测系统(Startrak)、FieldSens管道遥测系统和西南油气田研制的GPS-RTK水下管道检测系统,分析了各套设备的性能优缺点,同时指出了目前我国水下管道检测技术及其在应用过程中存在的不足和发展方向.

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王立坤, 王洪超, 熊敏, 吴家勇, 许斌

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作为油气资源输送主要方式的管道一旦失效发生泄漏,可能引发灾难性后果,必须及早发现、及时处理.分析了输油管道泄漏监测技术原理及其分类方法,泄漏监测技术均通过检测管道外部环境或者管道内部流体参数变化实现,主要有管道平衡法、实时瞬态模型法、统计分析法、音波/负压波法.调研了近几年国内外油气管道泄漏监测系统的应用情况,结合国内某管道运营公司的泄漏事故分析了其使用效果.最后指出基于超声波流量计的流量平衡法和负压波法相结合,是目前长输油品管道最实用的管道泄漏监测技术.

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张振永, 张文伟, 张金源, 刘玉卿

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针对国内某长距离通过多年冻土地区管道的选材问题,在经济、技术方案比选的基础上,基于管道的可靠性设计,结合管道的失效原因、失效类型和极限状态分析,对X52、X60钢级的管道抗力进行分析,认为X52钢级、9.5 mm壁厚管道的抗力水平整体明显高于X60钢级、8.7 mm壁厚管道,除抵抗第三方机械挖掘破坏刺穿能力相当外,其他方面的性能优势明显,尤其是极限拉伸应变和压缩应变,分别提高了17%和31%.利用材料、施工和运行维护不确定性参数,采用蒙特卡洛方法,定量计算X52、X60管道在腐蚀和第三方机械挖掘破坏情况下的失效概率水平,结果显示采用X52钢级方案管道失效概率远小于采用X60钢级方案.在费用增加约3.5%的情况下,基于管道的安全可靠性考虑,设计推荐采用X52钢级、壁厚9.5 mm方案.

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陆道明1, 黄金钊2

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为了形象、直观地反映管道的运行情况,帮助决策者科学管理管道,通过调研和需求分析,建立图表分析模型,依据软件工程设计方法,以Visual Basic 2010为开发平台,利用Microsoft的chart控件特点和SQL Server数据库连接技术,将管道实际运行数据转变为图表显示,设计出30多个管道外检测图表分析模块.以典型的PCM检测和CIPS检测两个图表分析模块为案例,从图表共性元素出发,描述了图表分析模块设计的基本过程和原理,以及预警、趋势分析模式设计思路,指出了管道完整性管理系统的不足,并对未来数字化管道建设进行了展望.

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魏斯钊1, 崔铭伟2, 曹学文2

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针对管道局部腐蚀导致的失效事故越来越多,而国际上尚无适用于局部腐蚀油气管道失效压力分析评价方法的问题,验证了非线性有限元法评价局部腐蚀的可靠性,运用该方法分析了局部腐蚀半径及局部腐蚀深度对管道失效压力的影响.借鉴平板加强筋强化理论,以数值模拟数据为基础,建立了一种局部腐蚀油气管道失效压力计算方法,与B31G(修订版)、DNV-RP-F101以及新近开发的PCORRC为代表的评价规范计算结果的对比表明:拟合得到的局部腐蚀油气管道失效压力计算方法误差小,且误差分布均匀,可以满足局部腐蚀油气管道失效压力的预测要求.

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金忠礼1, 帅健1, 刘德绪2, 许葵1

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管道缺陷是引起管道失效最常见的一种因素,而塑性极限压力是管道结构设计的重要参数,其与材料性能密切相关.对内外壁分别含有缺陷的管道的极限压力进行对比研究,采用有限元模拟的方法,针对管壁上的球面缺陷及沟槽型缺陷进行模拟,并对含缺陷管道的极限压力与完整管道的极限压力进行对比,指出缺陷分布在管道内壁或外壁对于管道的极限压力有着不同的影响.通过管道缺陷参数对极限压力的影响作用,进一步分析了缺陷分布位置不同引起极限压力差别的影响因素,结果表明:分布在内壁或外壁的沟槽型缺陷对管道极限压力有影响,且影响程度主要与缺陷的长度有关.

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陈健1, 汤怡1, 孙雷2, 李菲菲2, 张海亮2

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某长输原油管道河底穿越段通过三轴漏磁和惯性测绘内检测发现存在环焊缝缺陷并伴有弯曲应变,需要对其安全性进行评价.采用英国标准BS 7910-2005中的结构完整性评价方法,对内压和弯曲应力复合载荷作用下该环焊缝缺陷的可接受性进行了评价.同时,对评价中涉及的弯曲应力、断裂韧性、缺陷深度、残余应力、缺陷长度和内压等参数进行了敏感性分析,讨论了各参数对评价结果的影响程度.结果表明:在当前工况下,该缺陷是可以接受的,暂时无需修复.基于完整性评价和敏感性分析的结果,对该管道的生产运行和监控提出了合理的建议.该评价方法和结论可作为解决其他类似工程问题的参考.

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刘路1, 李新民2, 何岚3, 周琰1, 孙巍1, 田孝忠1

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如何有效识别人工挖掘、机械挖掘和车辆经过等油气管道安全威胁事件,对基于相干瑞利的管道光纤安全预警系统至关重要.提出一种基于优化支持向量机的管道安全威胁事件识别方法,对管道光纤安全预警系统采集到的管道沿线振动信号进行分析,提取各频段的归一化能量与信号持续时间作为特征向量,利用人工蜂群算法对支持向量机的惩罚因子和核函数参数进行优化,采用优化后的支持向量机对特征进行分类.在港枣成品油管道开展安全试验,获得了90.7%的分类正确率,证明了该方法的有效性和工程应用价值.

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郭兵1, 帅健1, 胡元甲2, 帅义1, 石磊1

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底板腐蚀是原油储罐失效的主要原因.为准确预测在役储罐底板的极限腐蚀深度和储罐的剩余寿命,基于极值统计理论的三参数极值II型分布和三参数极值III型分布,建立了广义极值分布模型(GEV),应用概率权值法估计GEV模型参数,应用矩估计法估计极值I型分布和两参数极值III型分布的参数.对3组储罐底板腐蚀深度的实测数据进行统计分析,并通过拟合优度检验的K-S检验和作图法,对比不同分布形式对腐蚀深度预测的准确性.结果表明:广义极值分布模型可以很好地描述储罐底板腐蚀深度数据的分布情况,但是具体服从极值II型分布还是三参数极值III型分布,还需要根据每个储罐底板腐蚀深度数据来确定,通过K-S检验法和作图法验证得出GEV模型的拟合程度最好.

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吴东容

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鉴于输气管道缓蚀剂预膜的经济技术优势,针对其基础理论与应用研究较为薄弱的现状,对输气管道缓蚀剂预膜技术进行探讨分析.基于缓蚀剂预膜的基本技术思路,剖析了缓蚀剂预膜的主要机理,探讨了多种缓蚀剂预膜装置的优缺点,并对装置的改进方法提出了具体建议,揭示了几种常用的缓蚀剂膜质量评价方法.结果表明:缓蚀剂预膜机理主要以吸附成膜为主;现有缓蚀剂预膜装置主要存在管道预膜不完整或缓蚀剂加注量受清管器尺寸限制的问题,建议采用双清管器全周向喷射式预膜工艺对现有工艺进行改进;缓蚀剂预膜质量的评价需结合缓蚀剂膜厚度测量与管道腐蚀速率监测结果完成.

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曹闯明1, 许德昌2

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为提高长输管道线路巡检工作的效率和完整性,从信息化管理角度出发,提出多源移动互联技术(集成定位技术、通信技术、地理信息系统和移动智能终端等),建立一个可通过移动互联设备终端并可随时随地进行访问的企业数据信息平台系统,将其应用于数字化长输管道日常巡检监控管理和巡检移动办公管理,变革了传统巡检工作方式,探索出长输管道线路巡检管理的新思路、新模式,使巡线工作的先进性、完整性,管理的高效性、严谨性,生产的安全性、合理性得到保证.

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陈鹏1, 李永缙2, 张伟1

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中国石油油气管道SCADA系统存在安全防护及管理相关标准缺失,安全防护技术措施不足等问题,严重威胁国家的能源安全.为此,在充分调研油气调控业务流程、油气管道SCADA系统建设现状的基础上,借鉴国内电力行业电力二次防护方案及美国石油协会(API)的相关安全标准,依据国家信息安全等级保护的相关标准要求,进一步细化了系统安全区域的划分,明确了各安全区域的防护方法,加强了重点安全区内的安全防护能力,形成了多层防护手段.提出了油气调控领域"分区分域,物理隔离,多层防护,纵向加密"的安全防护方针,从而强化了油气管道SCADA系统的边界安全,提升了系统内部的安全防护能力,确保了核心数据、控制指令、机密信息不被攻击者窃取或破坏.

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陆美彤1, 张帆1, 李青青1, 于晓颖2

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对比了《石油库设计规范》新旧标准中有关油库消防系统的规定,特别是通过比较分析消防用水量计算部分的变化,阐述了油库消防系统设计、建设的发展趋势;结合旧版规范,对典型案例进行计算分析,表明新版规范增加移动消防用水量的重要意义与现实效果.分析了我国油库消防系统建设及灭火措施中仍然存在的消防水无序使用、油库自身消防系统建设不足等问题.最后,提出切实可行的油库消防系统建设方案和油库火灾事故处理措施,以期在扑灭油库的初期火灾时达到最佳效果,使事故损失降至最低.

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吴运逸

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除有效容积外,设置高度也是LNG储罐区防护堤设计的关键参数.采用数值模拟技术,对半地下LNG罐池,在不同防护堤高度作用下的LNG液池扩展和LNG低温蒸气扩散行为进行数值模拟,对比分析防护堤高度和罐池底面积对LNG低温蒸气扩散速度、可燃气云隔离距离和云团尺寸的影响.结果表明:增加防护堤高度可以有效减小LNG泄漏后产生的可燃气云体积、尺寸及最大扩散距离,但同时延长了可燃气云的滞留时间,增加燃爆和窒息发生的危险.对于同一种罐池,在液池充分扩展前,可燃气云最大扩散距离与罐池底面积成正比.对于LNG储罐区,可通过提升罐池的防护堤高度减小LNG扩散的安全距离.

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齐国权1, 李鹤林1, 李循迹2, 戚东涛1, 魏斌1, 李厚补1, 李先明2

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针对目前油田用非金属管材种类较多,且新产品不断涌现等现状,产品标准的制修订工作亟需跟进。回顾了石油天然气行业标准的3 个发展历程,介绍了油气田主要应用的非金属管标准的发展应用现状,包括玻璃钢管、塑料合金复合管、钢骨架聚乙烯复合管、钢骨架增强聚乙烯连续管、纤维增强热塑性连续管。讨论了目前标准存在的问题及其客观原因,包括同类产品标准重复制定,标准中产品名称范围界定不当,新型产品的标准体系仍不完善,标准规定与实际情况不符,新产品急需制定行业标准,并提出了相关建议,可为下一步制定石油行业相关标准提供借鉴。

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史航, 曾志华, 左雷斌

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中缅油气管道澜沧江桥隧工程由“一桥两隧”组成,穿跨越位置地形起伏剧烈,气象、地质条件极为复杂,下游新建水电站蓄水形成库岸再造,使得管道穿跨越工程设计难度极大。经过多方案勘察、比选,确定了“地质选线、以桥定隧,桥隧结合”的设计理念,并充分利用现场各种可以利用的条件,使管道顺利通过澜沧江。梳理了该工程设计的7 大难点,描述了穿越断面选择及穿跨越工程设计的过程和思路,可以为大口径管道通过类似地区及特殊难度穿跨越工程设计提供借鉴。

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王学军1, 陈怡静2, 余志峰1, 桑广世1, 何绍军1

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中缅油气管道是目前国内建设难度最大的管道,其线位受沿线地理和社会环境制约严重;沿线具有“三高四活跃”的不良地质特点,地震活动频繁,地震烈度高,地形起伏剧烈;国内首次天然气、原油与成品油长输管道长距离并行敷设;复杂山区管道大量采用山体隧道穿越方式,沿线河流多处采用跨越方式通过。通过解决管道建设难题,在管道并行、跨越、隧道、站场合建、地质灾害防治、管道抗震等方面实现了多项设计技术的改进和创新,提高了我国管道设计水平。

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穆树怀, 王腾飞, 霍锦宏, 陈雪见, 江丛刚, 唐培连, 刘佳祥, 冯亮

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管道施工诱发地质灾害主要有两种情况:管道施工破坏地层结构,诱发地质灾害;管道施工加剧原有地质灾害的危险性和规模等。以中缅油气管道云南段工程建设为例,结合管道施工扫线、施工机具进场、管沟开挖等施工阶段,通过不同工况比对分析,对施工诱发滑坡、泥石流、崩塌等典型地质灾害的危险性进行评价,提出针对性防治方法,包括支挡、削坡护坡、排导、拦挡、生物工程、限制人类工程活动等,通过实际工程验证,取得了良好效果。

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沈茂丁1, 王峰1, 徐文毅2, 赵庆磊1

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中缅油气管道沿线地质灾害发育,为了确保管道施工、运营期间的安全,对油气管道沿线地质灾害治理工程的设计思路进行分析,结合地质灾害防治设计工作,探索针对油气管道工程特点的地质灾害治理原则,针对不同地质灾害类型和管道设计阶段进行研究,提出了将地质灾害纳入油气管道总体设计文件中的设计原则和油气管道工程地质灾害“绕避为主、防治结合”的工作思路,建立了施工图阶段地质灾害治理工程设计文件的审查重点,保障了管道施工和运营安全。

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王麒1, 张文峰1, 王麟2, 陈龙1

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中缅油气管道工程沿线地震地质背景复杂,区域内历史上曾发生多次强烈地震;管道近场涉及全新世活动断裂18 条,其中有5 条与管道相交。为了确保工程的运行安全,减少地震威胁和避免次生灾害的发生,中缅油气管道工程在云南境内,根据地震活动特征,结合云南省内已有的地震台网的分布情况,设置了可实时监测地震活动情况的地震监测系统。介绍了中缅油气管道地震监测系统的设计原则、设计方案及系统建成后可以实现的功能,以期为管道的安全运行和维抢修决策提供依据。

 [2014年第10期]

周立飞, 李宝华, 王麒, 陈龙

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针对中缅原油管道(国内段)山区敷设的实际情况,分析常规试压分段存在的问题,提出按动态设计内压力进行分段的新方法,将管道沿线各点的设计内压力取值为最差工况下各点的最大实际运行压力,在此基础上进行试压段落划分,从而解决常规试压中分段数量多、施工周期长、工程费用高及施工难度大等问题。从设计规范和工程实践角度阐述了该方法的合理性,并详细介绍了该试压分段方法的原则及步骤,对山区输油管道试压具有很好的指导意义。

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张伯君, 业成, 张忠政, 支有冉, 宋前甫

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对于循环载荷作用下含初始缺陷的承压类油气储运设备,准确预测其疲劳寿命并完整描述疲劳裂纹扩展过程一直是工程界和学术界的研究重点和难点。以含初始裂纹缺陷的34CrMo4 材料气瓶为研究对象,运用扩展有限元技术分析循环内压作用下气瓶结构的疲劳力学响应,并研究多种参数(初始裂纹的尺寸大小、方向、位置)对疲劳寿命及裂纹扩展过程的影响。最后,将有限元的计算结果与ASME VIII-3 中的评价结果进行对比,发现两者的评价结果相当。但是,由于扩展有限元技术能够更加准确、高效地模拟初始裂纹从开始扩展直至断裂的整个动态过程

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郭磊1, 姜珊1, 彭常飞1, 曹雄1, 夏欣2

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针对高钢级管线钢自止裂性能的问题,利用有限元ABAQUS 软件建立裂纹扩展分析模型,对管道内壁已有初始裂纹进行分析,模拟了裂纹从内壁生长到外壁,再沿管道轴向扩展的整个过程,比较了裂纹在X80 与X100 管线钢中的扩展情况。研究结果表明:X100 管线钢裂纹在气体压力作用下迅速扩展,泄漏导致的管道压力降低虽然降低了裂纹扩展速度,但裂纹仍然扩展较快,需施加外部作用才能彻底止裂。当管道裂纹没有扩展时,X100 管线钢能较好地抵制裂纹的产生,当裂纹已经发生扩展时,X80 管线钢有较好的抵制裂纹扩展的能力。可见,

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涂多运1,2, 董勇1, 邓道明2, 宫敬2

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水合物形成条件的预测方法有多种,采用数值方法拟合实验数据回归而来的相关式方法简单易行,方便工程应用。列举了Østergaard 法、Towler-Mokhatab 法、Ameripour 法、Bahadori-Vuthaluru 法和Zahedi-Karami-Yaghoobi 法5 种新型天然气水合物形成条件相关式,这些方法扩展了相关式法的预测范围,但适用条件各不相同。为考查这些公式对烃类流体的预测性能,将5 种相关式编制成计算机程序,比较程序计算结果后推荐较优的水合物预测方法。比较预测结果和

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吕铖

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良好的腔体形状有利于围岩应力释放,能够有效提高盐穴储气库的安全稳定性。基于等应力轴比理论设计了一种椭球形状腔体,并将该椭球腔体形状与前人设计的圆柱腔体、顶部放大腔体和底部放大腔体形状在盐穴有效库容量损失、盐穴腔壁破损区大小、腔壁顶底板变形大小、腔壁底板变形大小4 个方面进行对比分析,结果表明:基于等应力轴比理论设计的腔体在变形、受力方面更为合理,能够在储气库运行过程中保持有效库容量,溶腔周围破损区域最少,顶底板变形值最小。进一步说明盐穴储气库的形状设计是由盐穴腔体所处位置的地应力场及盐穴储层的材料共同决定

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王娅婷1, 李玉星1, 王海燕2, 宋承毅3, 孟岚3

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为了提高轻质油包水乳状液黏度模型的计算精度,对现有计算精度较优模型加以改进。利用轻质原油制备油包水乳状液,对不同温度和剪切速率下的乳状液进行黏度测试;根据实验数据对目前常用乳状液黏度预测模型进行优选,结果显示Brinkman 模型精度最高;对Brinkman 模型加以改进,不但考虑了水合作用、絮凝作用以及含水率对乳状液黏度计算的影响,还将温度影响直接引入模型,同时忽略剪切速率的影响。通过室内环道试验验证改进模型,结果表明:改进模型精度提高,平均相对误差在10%以内。

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张吉红1,2, 吴丽国2, 张哲2, 贺建彬2, 张锋2, 陈兆录2

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凝析气藏采用加入水合物抑制剂的方法预防输送过程中水合物的生成,为了研究不同类型抑制剂的协同作用效果,基于对水合物热力学抑制剂与动力学抑制剂作用原理的分析,通过实验对动力学抑制剂(聚N-乙烯基吡咯烷酮)与热力学抑制剂(甲醇、乙二醇)的复合效果进行研究,重点研究了动力学抑制剂含量对醇体系抑制效果、不同醇含量体系对动力学抑制剂抑制效果的影响,选择性地实验了一定矿化度水对抑制效果的影响。结果表明:聚N-乙烯基吡咯烷酮与醇体系具有很好的配伍性,相互之间具有促进作用,二者复配可以有效提高抑制效果。

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樊绪平, 雷雨, 王银娜, 禹浩, 孙野秋

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西气东输二线输送介质为中亚进口气源,其输送介质的气质较差,为了避免管道冰堵造成分输量不足或严重的停输事件,分析了冰堵产生的原因:分输压差较大、分输时温降起伏大、水露点较高。基于此,建立了防止冰堵的预警逻辑:根据冰堵初期管道的工作调压阀后压力与开度、分输出站压力以及流量计流量等参数变化情况,判断是否形成了初期冰堵现象;通过对调压阀后压力和分输出站压力进行逻辑运算,得出初期冰堵位置,并使用Logix5000 软件实现SCADA 系统防冰堵预警逻辑。现场模拟应用结果表明:该方法能有效实现分输场站不同区域冰堵报警

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竺柏康1, 丁波2

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浮顶油罐一二次密封空间内的油气在雷击作用下可导致起火事故。为研究浮顶油罐一二次密封空间内的油气分布规律及影响因素,建立了浮顶油罐实验模型,在不同的外界风速和温度下,检测一二次密封空间内不同位置的油气体积分数,并进行油气扩散机理分析,合理假设未知参数,将实验模型的固有参数代入数值公式中,两者表征的油气变化情况较吻合,从而得出更为详细的油气分布规律及影响因素。结果表明:以背风点为起点,一二次密封空间内各处的油气体积分数不断升高,在迎风点附近油气体积分数达到最高;温度和风速的增加均可使一二次密封空间内油气分布差

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韩鹏举, 齐园园, 张文博, 何斌

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硫酸钠污染土来源广泛,亟待建立埋设于其中的钢质结构服役寿命评价的有效评价方法。通过钢在硫酸钠污染土中的埋片试验,研究了不同埋设时间下钢的腐蚀参数,结果表明:钢的腐蚀速率随着硫酸钠含量的增加而增大,随着时间的延长而降低,同时获得了钢在硫酸钠污染土中的腐蚀动力方程参数。通过分析不同含量硫酸钠污染土参数,建立了以电阻率和饱和度为自变量,腐蚀速率为因变量的多元线性回归方程,并对硫酸钠污染土的腐蚀性进行评价,获得了具有实际工程意义的结果。

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任增珺

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基于管道外防腐层对于输油管道安全管理的重要意义,采用PCM+A(ACVG)方法对日东输油管道外防腐层进行了防腐性能检测,对各段管道进行了防腐性能等级划分,同时获得了外防腐层破损点信息。统计分析结果表明:管道穿越前后、护坡推力墩、加固墩、变坡点、弯头处,破损点较多,阀室内管道外防腐层破损点主要在旁通和截止阀处,原因是这些部位焊缝较多,补口较多;此外,与车辆道路相交管道的外防腐层性能相对较差。今后应该注意对这些部位管道的外防腐层检测,并在设计施工中加以重视。

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张行1, 张仕民1, 张策2, 王焱1, 熊明皓1

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针对传统悬挂式封堵器的被动封堵模式难以一次成功封堵的缺陷,研制了一种球状双封封堵器。该封堵器具有球状一体化设计,在球形中部放置两个可通过液压缸压缩的密封胶筒,由此实现对管道的主动封堵。设计了用于 1 016 mm 管道的球状双封封堵器的结构,并对球状双封封堵器的封堵能力进行了分析。结果表明:球状双封封堵器在介质压力为 10 MPa 的 1 016 mm 管道中,封堵机构内置的驱动液压缸提供 20 MPa 的载荷时,密封胶筒的最大封堵能力可达13.93 MPa,能满足压差 10 MPa 的要求,可以实现一次

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梁现华

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天然气长输管道SCADA 系统软件平台多为国外厂商开发,国内企业SCADA 系统均由专业公司建设,企业人员在系统建设时期投入人力不多,对系统的了解和掌握不深,后期运行维护多委托专业公司,给企业带来不便,且增加了运行成本。基于此,提出以下改进措施:国家相关部门应尽快制定一套标准,以便指导、规范企业建设SCADA 系统;SCADA 系统建设需要考虑企业未来的发展,明确该系统在经营管理中的角色,确定系统建设的广度和深度;同时,投入相应数量的人员从事系统建设开发,以便为系统后期运行维护提供技术储备。

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程世东1,2, 张春涛1,2, 穆谦益1,2, 张彬1,2

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为解决苏里格气田集气站模块多、占地面积大、现场施工量大、建设周期长、运行费用高以及不能完全实现无人值守等问题,通过对传统集气站工艺进行分析,将单井集气、气液分离、闪蒸放空、外输清管4 大模块中4 个压力容器,清管阀、电动阀、安全阀等61 台阀门及230 处管件进行一体化集成,结合高效旋流分离器、三通阀及自控系统组合成橇,研制了具有集气、分离、闪蒸、外输计量等功能的数字化集气橇。经现场运行,该集气橇安全可靠,可代替常规集气站,具有占地面积小, 建设周期短, 运行费用低, 具有远程监控和无人值守功能,可在苏里

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丁乙1, 刘骁1, 侯志强1, 韩猛2, 刘培峰2, 黄昕1, 陈子亦1, 毕建伟1

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LNG 储罐大型化是未来发展趋势,韩国LNG 发展起步较早,已有20×104 m3 储罐成功运营的先例,并已开始27×104 m3 储罐的研究建设。通过介绍韩国20×104 m3 LNG 储罐的基本概况,得出了储罐大型化的诸多优势:表面积相对体积比例减少,有利于更好地控制日蒸发率;某些材料使用量减少,建造费用降低,土地利用率增加等。从设计、采购、

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汤俊杰1, 罗存2, 赵公奇1, 刘卓辉1

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为确保后续在伊朗项目的顺利进行,分析了适合高含硫油气田配管设计的做法,分别从伊朗国家石油标准(IPS)的特殊规定、项目执行中的某些要求及高含硫油气田配管设计的特殊要求,如图纸比例、图面内容、局部安装要求、管廊高度、井口安装要求和密闭输送等方面,研究了伊朗地区油气田项目配管设计的特点,并与我国相关标准进行了比对。结合在伊朗已经完成项目的情况,剖析了IPS 的要点,避免了因对IPS 理解不同而造成的项目推进困难。最后,针对提高在伊朗项目和高含硫油气田配管设计水平提出了建议。

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帅波, 练勇

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目前长管拖车气瓶管使用的管材主要存在壁厚均匀性差,带状组织导致破瓶的危险性增加,应力腐蚀倾向使其安全系数降低等问题,基于此,尝试采用“热扩+冷拔+热处理”精密冷拔的工艺,试制长管拖车气瓶。热扩工艺可以减少管材的带状组织;冷拔工艺可以提高壁厚的均匀性;经冷拔后,管壁经过大比例的塑性变形,可破碎原始晶粒,在后续的热处理中,能得到细小的晶粒,降低应力腐蚀倾向,有效提高长管拖车气瓶管的安全系数,且整个工艺过程简单、灵活、操作性强。

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董云滨, 张恒群, 侯双英

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增强热塑性塑料管作为一种新型的高压塑料复合管具有诸多优点,可用于输送原油、成品油、天然气等介质,尤其适合在油田等地形复杂区域应用。针对该管道在现场施工的质量控制,以机械扣压式连接的芳烃纤维增强塑料管为例,介绍了其在伊拉克米桑油田井场和脱气站之间集输管道上的应用,通过重点控制吊装、运输保护,管端与接头的扣压连接,放管敷设,压力试验等关键工序,有效保证了现场施工质量,优势明显,为该种类型管道的推广和应用提供了参考。

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葛延超, 徐效华, 杨鹏, 张严甫, 刘涛, 王永红
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在投产前对海底输气管道进行排水与干燥处理,可以抑制投产过程中产生水合物或防止海底输气管道腐蚀。针对大口径、长距离的荔湾3-1 气田深水海底输气管道排水干燥惰化特点与风险,除水干燥工艺所涉及的除水干燥“列车”设计、清管器设计、推动压力分析估算、设备选择等技术问题进行总结分析,设计并实现了排水干燥及氮气惰化工艺。结果表明:荔湾 3-1 气田海上中心平台至陆上气体处理终端间外输海底管道除水干燥由干空气推动的清管“列车”完成,采用三甘醇作为干燥剂的化学干燥技术与干空气干燥技术相结合的联合干燥技术是荔湾 3-1 海
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