[2020]年度的文章目录
检索结果共206条

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隋永莉1 王鹏宇2
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针对中俄东线天然气管道北段(黑河—长岭段)高钢级、大口径、高压力、大输量、环境温度低等特点,介绍了其环焊缝焊接工艺。从L555M 钢管的焊接性、环焊接头性能指标、环焊工艺及质量管控等方面,总结了管径1 422 mm 的L555M 天然气管道的焊接施工特点,阐述了环焊接头强度、韧性、硬度、塑性等指标要求的意义及试验检验方法,分析了焊接方法、焊接材料、焊接坡口等工艺参数的选择原则和实际应用,说明了坡口尺寸与组对精度、预热温度与道间温度、无损检测技术对焊接质量控制的影响。上述成果作为工程建设的经验性总结,可为后续油气管道工程建设的焊接施工管理提供经验。(图3,表4,参20)
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王雨墨1 胡杰1 李旺2 周代军2 姜海斌2 李维嘉1 于达1 宫敬1
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航空煤油从生产到使用需要经过较多储存与运输环节,作为喷气式飞行器燃料,国家标准对其质量指标要求很高,各航空煤油生产、运输主体都非常重视检测油品质量变化情况。介绍了航空煤油从生产到使用的典型储存、运输过程,列举了近年来国内外发生的航空煤油质量安全事故,综述了航空煤油储存、运输环节中可能面临的质量问题,包括外来污染物、顺序输送混油、油品自身质量衰减等,总结了航空煤油储存、运输各环节的质量安全控制措施,以期为致力于保障航空煤油质量、降低航空煤油运输成本的工程人员及研究人员提供借鉴。(图2,参56)
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左雷彬1,2 马存明1 李国辉2 王文进1,2 倪娜2 巩玉良3
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为了准确获取管道悬索跨越结构的气动参数,建立油气管道悬索跨越典型主梁断面数值风洞模型,并选取SST k -ε 模型作为数值风洞湍流模型。数值风洞获取的绕流压力场分布显示,管道上、下表面的负压区较为明显,最大的正压区出现在管道的迎风侧面,位于入流方向的桁架梁迎风面和背风面的压力差最为明显;绕流速度场分布显示,管道和桁架梁对风速的阻挡效果明显,且管道、迎风侧栏杆、桁架梁均产生明显的流动分离和漩涡脱落现象,结合绕流场均方根压力可知,入流侧桁架最易发生涡振。通过对-3°、0°、3°风攻角下不同管径和不同主梁宽度的三分力系数分析,结果表明:主梁宽度对阻力系数和升力系数的影响较小,-3°风攻角下扭转系数随主梁宽度增加而减小;管径对三分力系数有决定性影响,随管径增大,阻力系数逐渐增大,而升力系数和扭转系数逐渐减小。研究结果可为悬索跨越桥面结构设计以及管道布置方式提供抗风方面的数据支持。(图14,表1,参22)
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史静怡1 樊建春1 武胜男1 李磊2
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深水浅层钻井过程井筒内生成水合物会影响作业安全,需要对井筒环空内水合物形成范围和 程度进行预测分析。以南海陵水气田某开发井为例,基于CSMHyK 水合物动力学模型和OLGA 多 相流流动方程,建立深水钻井水合物形成数值模拟方法,计算多种工况下井筒温度-压力场,引入过 冷度密度表征水合物形成可能性,预测了井筒环空水合物形成范围和程度,分析了钻井液排量、入口 温度、密度及浅层气储压的参数敏感性。结果表明:在设定的工况条件下,泥线附近的隔水管环空具有水合物形成风险,水深800~1 000 m 的环空内水合物形成量最多;钻井液排量越小,入口温 度越低,水合物形成风险越大,危险管段的水合物生成量超过40 kg/m3。选取过冷度密度、水合物 生成井段长度、生成总量及峰值速率作为评价水合物生成情况的特征值,建立井筒水合物风险水 平量化分析方法。研究结果可为深水浅层钻井过程水合物的防治和钻井方案的优化设计提供理 论指导。(图6,表4,参27)
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江怡舟 田大庆 杨辉
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国际上主流的油气管道剩余强度评价标准是API 579-1/ASME FFS-1-2007《适用性评价推荐做法》,但该标准在实际应用过程中仍然存在多个技术难点。基于此,引入了管道“点蚀占有比”概念,提出管道剩余强度系数与剩余壁厚比的“无缝表征模型”,成功将离散的8 级点蚀标准模态连续化。利用Matlab 搭建图像处理平台,完成对8 级点蚀标准模态之间任意状态管道的安全评估及剩余寿命预测。对API 579-1/ASME FFS-1-2007 中的评价规则进行改进后,提高了工程实用性,解决了管道安全评估和剩余寿命的动态预测难题,具有重要的技术经济价值。(图4,表1,参23)
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郭得福1 陈刚2 党娜3
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为探讨复杂地质条件下地下水封洞库工程建设中水幕系统设置的必要性,以及严格的水幕效率试验、气密性试验的重要性,基于地质统计学原理进行研究区随机渗透率计算,建立考虑研究区渗透性强烈非均质条件的丙烷洞库二维剖面多相流,进行不同工况下油气储品泄漏的运移模拟。结果表明:丙烷在天然地下水水封条件下极易发生泄漏,其污染晕主要向洞室上方运移,长期泄漏会呈伞状遍布洞室上方整个含水层;水平水幕系统可以有效抑制污染晕向上运移,防止泄漏物进入低压环境后发生气化,将污染晕受限在一定空间范围内;垂直水幕系统对抑制污染晕的水平运移效果明显,对不同储品库产生的污染晕有明显的隔离作用;含贯穿裂隙的模型模拟结果表明开展严格的水幕效率试验及气密性试验,及时发现不饱和裂隙并采取措施,对保障水幕系统的有效运行至关重要。(图8,表2,参25)
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邱睿1 周星远1 王凯琪2 梁永图1 王博3 张浩然1
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目前中国油气田多源单汇液态轻烃管网系统主要采用间歇混合输送模式运行,将不同种类的液态轻烃从多个产烃站场混合输送至下游储备库,现场运行计划主要依靠人工经验制定,存在启停泵频繁、运行能耗较高、管网水力波动较大等问题。鉴于所建模型大多求解过程较复杂、计算结果经济性不高、启停泵次数较多,基于离散时间、定时步表达法,考虑各约束条件,以各产烃站场外输泵运行费用与外输切换操作成本总和最小为目标函数,建立了混合整数非线性规划(MINLP)模型,采用分段线性化方法处理非线性约束,并采用大规模数学规划求解器Gurobi 进行求解。以中国某实际运行的多源单汇液态轻烃管网系统作为算例进行计算,求解耗时245.7 s,求解结果提高了管网运行的稳定性、安全性及经济性,符合现场操作工艺。(图7,表4,参28)
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姚彬1 黎志敏1 施鹏2 段明2
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为了探究集输管道和设备腐蚀产物对原油脱水的影响,采用共沉淀法制备了模拟铁腐蚀产物FeS、FeCO3 及其后续氧化产物Fe(OH)3,研究其对模拟乳状液稳定性的影响,基于此分析超声辅助破乳技术的脱水效果。研究表明:FeS 和Fe(OH)3 由于Zeta 电位高(绝对值在30 mV 左右),对水/原油乳状液稳定性有极强的促进作用;FeCO3 导致原油在高温下脱水困难;采用超声配合破乳剂,在适当的条件下可显著提高脱水率。通过实验证实了腐蚀产物对乳状液稳定性的影响作用,并建议加强集输管道及设备的防腐,从而有效提高原油加工效果。(图9,表1,参16)
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张世斌 赵国辉 张舒
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传统压气站控制系统架构中各子控制系统种类繁多、架构复杂,存在故障点多、维修量大、数据通讯频繁等问题。以盖州压气站为试点,提出将压气站站控系统与压缩机组控制系统相融合的方法:将压缩机组单独设置的负荷控制系统融合于站控系统中;在SIL 认证后,将压缩机组过程控制系统与安全仪表系统合并,减少控制系统的数量;将压缩机组控制系统的人机界面(HMI)与机组负荷分配控制系统的HMI 全部融合于站控系统的HMI 中,实现站控系统HMI 界面控制压气站中所有受控设备、参数的显示;在系统融合完成后,将站控系统网络分为控制网和设备网,二者相互分离,有效保证了机组控制系统的安全性。试点应用结果表明:在建设时期,节省了前期硬件投资费用;在站场运行过程中,可有效减少因通信失效引起的故障停机次数,同时更有利于实现一键启停站的功能。压气站站控系统与压缩机组控制系统融合后,既可减少控制系统数量、提高系统间通讯速率,同时可确保各系统稳定运行。(图2,表1,参21)
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张磊
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为获得超临界CO2 条件下温度对5 种典型钢腐蚀行为的影响规律,提高输送超临界CO2 管道的腐蚀防护效果,利用高温高压釜,采用挂片试验方法,借助扫描电镜,研究了不同温度条件下,不同不锈钢(DSS、13Cr、奥氏体钢)、碳钢(X70 钢、P110 钢)材质挂片的表面腐蚀形貌、去除腐蚀产物后金属基体表面形貌、腐蚀产物膜形成过程及挂片腐蚀速率与腐蚀产物质量之间的关系。结果表明:水在超临界CO2 中的溶解度随压力、温度近似呈线性增加趋势;在超临界CO2 中,不锈钢的腐蚀速率比碳钢低1~2 个数量级;随着温度的增加,腐蚀产物膜对腐蚀的抑制作用超过了温度对腐蚀的促进作用,均匀腐蚀程度降低,但由于腐蚀产物膜生成过程中蜂窝状或条纹状裂纹的存在,导致挂片表面存在较严重的局部腐蚀。由此得出:超临界CO2 条件下温度对5 种典型钢腐蚀行为的影响是双向的,温度升高会减缓管材的均匀腐蚀,但也会促进管材的局部腐蚀。(图8,表1,参23)
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于超1 张永江1 李彦春1 臧延旭1 王金星2 林传波2 任欢2
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针对长输油气管道轴向金属损失缺陷检测的问题,研制了一种适用于管径711 mm 的横向励磁漏磁内检测器。横向励磁漏磁检测器由驱动节与记录节连接而成,其结构主要包括支撑系统、驱动系统、磁化系统、传感器系统、采集系统等。通过采用辅助磁极的励磁设计,横向励磁漏磁内检测器磁化系统不但能够达到管道壁厚的磁化饱和要求,而且改善了磁化效果,使传感器位置处的漏磁场梯度减小,提高了缺陷量化精度。将新研制的管道横向励磁漏磁内检测器进行牵拉试验和工业应用验证,结果表明:与轴向励磁漏磁内检测器相比,管道横向励磁漏磁内检测器采集的轴向沟纹、轴向类裂纹缺陷的数据信号更明显,可提高轴向缺陷的检测精度与检出率,对于识别管道轴向缺陷具有重要的工程意义。(图6,表4,参14)
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王银强1 陈玉洁1 严松林1 卓剑1 段永军1 陈胜男2 周建毅1
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放空排气是离心泵启泵前必不可少的操作步骤,离心泵在放空排气的过程中易出现油污喷溅、污油槽内污油及放空原油损耗量过大的问题。以新疆塔石管道某输油站为例,通过对其生产运行实际情况进行分析,得出放空原油损耗量过大的主要原因是排污导油槽深度过浅且长度过长、放空管道内含有气泡。调研了国内外离心泵启泵放空排气现状,依据离心泵的启动步骤及注意事项,基于该输油站现场实际情况,提出了改进措施:采用加装三通漏斗的方式可解决污油槽深度过浅且长度过长而造成的原油损耗;通过将放空管道的位置由离心泵侧方移至其后方(移动长度约47 cm),并将其与三通漏斗连接,能够避免因放空管道内存在气泡而造成的原油喷溅。经过实例验证表明,该方法可以有效降低离心泵启泵前放空原油的损耗,放空原油的单次损耗量由79 g 降为0。改进措施操作简单、安全,可以满足现场实际需求,对优化及提高离心泵的整体性能具有重要的现实意义。(图3,表5,参20)
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臧微1,2 杨志1 邓雄1 康露1
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加热炉是油田地面集输过程中的重要热力设备,其能耗约占集输系统总能耗的80%,合理控制油田加热炉能耗的上升,对实现油田集输系统高效运行与科学管理有着重要作用。从能效对标管理的基本理论出发,通过热平衡分析法,对影响加热炉热效率的因素进行了分析。在标杆管理理论的基础上,构建了一套完整的加热炉能效对标体系,主要包括:对标的各项指标的选取及定义、统计口径及计算方法、权重的计算方法、标杆值的选择、加热炉能效的预测方法。以某油田加热炉能耗统计数据的对标分析为例,分析了加热炉运行效率低的原因,提出了相应的节能措施,为提高加热炉运行效率、实现节能管理提供了依据。(图3,表5,参24)
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周延 许靖宇 赫春蕾 田彧 袁琳 孙凤蕊 刘亮

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离心压缩机系统被誉为输气站场的心脏。为了应对大口径、高压力、高温差的压缩机设计趋势,满足国产压缩机管嘴允许受力偏小的要求,应对管嘴受力校核进行优化。依据API 617-2014《轴流、离心压缩机和膨胀压缩机》中的压缩机管嘴受力校核要求,在初始配管安装方案的基础上,采用管道应力分析专用软件CAESAR II,建立了某输气站压缩机区应力分析模型。分析了自然补偿设置、管支架类型与位置对压缩机组管嘴x 、y 、z 方向受力的影响,并进行管嘴受力校核优化。结果表明:管嘴x 、y 、z 方向受力是影响管嘴受力的关键因素,通过增加合理的自然补偿和管支架类型,形成了降低压缩机管嘴x 、y 、z 方向受力的关键技术优化方案,离心压缩机管嘴受力明显变小。基于中俄东线某输气站的应力优化方案,可适用于不同直径的压缩机进出口管嘴受力校核。研究结果对于降低压缩机管嘴受力、提高压缩机运行安全、提高离心压缩机系统应力分析水平、提升设计效率具有十分重要的意义。(图3,表7,参20)

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钟利军 吕勃蓬 刘法平 朱金辉 夏庆春 胡天明 欧阳志敏 雷安
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RMG512 自力式监控调压阀作为关键分输设备广泛应用于中国输气管道分输站场。随着站场“集中监视”生产管理模式的推广,调控中心对分输设备的远程控制提出了更高要求,分输调压橇必须实现“一用一热备”。监控调压阀主阀皮膜不能承受反向压差,导致调压橇热备用模式易造成皮膜损坏。通过分析监控调压阀的工作原理,结合现场运行经验,提出了RMG 调压装置性能提升改造方案:在工作调压阀下游增加一根具有单向导通功能的引压管,连接到监控调压阀上游,可以实现监控调压阀上游压力随下游分输压力的升高而升高,且不影响调压橇的正常工作。改造方案有效减少了备用路设备的运行耗损,延长了监控调压阀皮膜的使用寿命,对原RMG 调压装置的工作原理不会造成影响。经过现场试验应用,无安全隐患,改造成本低,经济效益可观。(图3,表1,参21)
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刘松杰1 韩文超2 李山山1
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针对原油管道在不停输工况下进行站外管道整体更换的问题,依托站场原有设备,通过修建临时流程将新、旧管道分别与站场设备相连接,保证新、旧两条管道同时运行,从而实现旧管道在不停输的情况下整体更换为新管道的目的。以阿赛线261 km 原油管道不停输成功换管为例,阐述了临时流程设置的必要性、设计原则及实施方法。从新管道预热流程、新管道投油流程、旧管道水置换油及投产过程中不停输实施方法等方面对新管道的投产过程进行了研究,并详细描述了新建管道与站内流程的连接方式及旧管道在站内的拆除方式,最终得出了原油管道不停输整体更换管道的具体实施方法,可在保证新管道安全投用的基础上妥善处置旧管道。(图2,表9,参21)
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黄钰 杨琥 李旭 李秀锋

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大口径海底管道在安装过程中受到点荷载作用,比常规口径管道更易发生局部屈曲失稳。DNVGL-ST-F101-2017 规范虽然给出了海底管道局部屈曲校核中对于点荷载的修正方法,但未考虑混凝土配重层对管道的保护作用,不符合真实的大口径管道结构形式,而且计算结果偏于保守。应用有限元分析方法,对大口径海底管道安装过程中点荷载引起的局部屈曲进行系统研究,分析过程考虑了工程中真实的管道结构形式,并结合工程算例将有限元方法的计算结果与依据DNV 规范的计算结果进行对比,从分析方法上实现了对DNV 规范的补充,对于大口径海底管道的局部屈曲设计具有较好的推广价值。(图3,表1,参16)

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刘朋 奉虎 于银海 夏长彬
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在海流作用下,海底管道因海床冲刷而产生悬空的现象时有发生,尤其位于沉箱式平台附近时更为明显,极大地影响了在役海底管道的安全运营。在复杂特殊的海洋环境下,选择合适的膨胀弯材料,是确保整条海底管道长期安全运行的关键。以辽东某油田柔性膨胀弯安装工程为例,介绍了所选取的柔性软管膨胀弯的结构形式和基本参数,分析了柔性软管膨胀弯相比钢制膨胀弯的优势,并对安装方法进行了研究。针对柔性软管膨胀弯安装存在的3 个技术难点提出了解决措施:使用水泥沙袋对冲刷部位及立管悬空进行处理,为柔性软管膨胀弯提供支撑;合理设置弯曲限位,实现软管膨胀弯安装路由与设计相符;采用水平撑杆将柔性软管膨胀弯吊装下水,在平台基础结构上安装2 个临时吊点,通过倒链调整膨胀弯法兰位置,完成立管法兰对接。以上措施在工程实践中取得了良好的效果,可为今后类似安装工程提供一定参考。(图7,表2,参20)
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宫敬
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在“八三”管道工程建设50 周年之际,回顾了中国石油管道工艺技术50 年发展历程,梳理了输油管道密闭运行及水击控制保护技术、易凝高黏原油输送技术、成品油顺序输送与优化运行技术、大落差管道设计及投产运行技术、输油管道运行仿真技术的科学研究与工程应用成果,总结了下一步发展目标。展望了输油管道智能化发展愿景,提出相关建议:确定国家管网系统建设统一数据平台的模式;形成适用于油气管道的专业工业化软件;研究基于海量数据+AI 算法的智能决策系统;建立输油管道系统数字体、意识体的构建原则、目标及应用评价方法;建立国家管道和设备失效数据库及发布平台;研制自主可控的基于数据和机理模型的大型输油管网在线和离线分析预测软件;研究国内外SCADA 系统软件协调运行及国产软件大规模应用技术;研究精细管理下大型油气管网节能增效技术。以上建议期望为智慧互联大管网的构建提供参考。(图2,参33)
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吴志平1 陈振华2 戴联双1 胡亚博1 毕武喜2
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通过定期对油气管道实施内外检测,及时、准确地发现管道的腐蚀缺陷,采取相应的维修、更换措施,可有效降低腐蚀事故的发生概率。针对外腐蚀、内腐蚀、应力腐蚀开裂、穿越段外腐蚀等问题,阐述了油气管道腐蚀检测技术及相关标准的发展现状,介绍了瞬变电磁、超声导波、磁应力等非开挖检测技术原理及工程应用,总结了中国在油气管道腐蚀检测技术应用和管理中存在的问题,从管理提升和技术提升两方面探讨了未来的发展需求。在管理提升方面,提出建立统一的技术规范、数据管理平台及专业化腐蚀检测效能评价队伍;在技术提升方面,建议持续开展应力腐蚀开裂检测与评价技术研究,启动微生物腐蚀机理和检测技术研究,开展针孔腐蚀缺陷的检测与验证技术研究,研发组合式内外检测工具。(图4,参27)
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张栋 闫锋 欧阳欣
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在中俄东线天然气管道投产后的运行阶段,因其高钢级、大口径、高压力、大输量的特点,且沿线途经高寒冻土区,故管道运行的不确定性因素多、风险高、维护与安全保障难度大。系统分析了中俄东线天然气管道在运行工艺方面面临的管网优化运行、冬季调峰、冰堵防治及放空回收等问题;在完整性管理方面面临的大口径管道内检测、高钢级管道安全状态评估等问题;在线路风险防控方面面临的天然气管道泄漏与安全状态监测、腐蚀、冻涨融沉防治等问题;在维抢修方面面临的管径1 422 mm 管道的切割、退磁、修复等系列技术难题。归纳总结了国内外相关技术现状,提出解决问题的技术思路,总结了中俄东线天然气管道工程目前已取得的部分技术成果,以期为未来油气管道的建设与运营提供参考。(参52)
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汪凤1 高晓飞2 卢鹏超3 范玉然1 隋永莉1
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中俄东线天然气管道工程站场设计温度低至-45 ℃,对管道设施防脆断能力提出了新挑战,为了防止低温环境下服役构件发生脆性断裂,需要制定科学、合理的韧性指标要求。系统阐述了防脆断控制技术的发展历程:经验方法→断裂分析图法→断裂力学方法。以中俄东线天然气管道工程为例,分析了油气管道管件基于经验方法的防脆断技术现状,并对比分析了ASME BPVC(Boilingand Pressure Vessel Code)的防脆断控制要求,指出油气管道管件防脆断控制措施存在的不足。基于经验的夏比冲击韧性指标应用于高韧性管线钢时,可能存在不足以防止脆性断裂的风险,因此提出:①建立完善的基于断裂力学的高钢级高韧性管件防脆断控制指标体系;②在现有防脆断控制指标的基础上增加NDT(Nil-Ductility Transition)测试要求;③建立基于断裂力学评估的防脆断控制要求。(图5,表2,参24)
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蒋新生1 谢威2 赵亚东1 李静野1 李进1 余彬彬1
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为了研究油料储运工程中较大长径比狭长受限空间内油气爆炸超压和火焰传播规律,搭建了不同长径比狭长管道油气爆炸实验系统。采集爆炸超压值、火焰传播速度、火焰强度等参数数值并进行整理分析,结果表明:长距离管道对爆炸超压和火焰传播有显著强化作用,长径比超过一定数值时可发展为爆轰;开口管道发生爆轰的时间早于闭口管道;火焰传播速度由管道中部开始急剧加快,且开口管道增大速率大于闭口管道;火焰强度在闭口管道中由管道中部到后部呈上升趋势,而在开口管道中呈下降趋势。实验数据可为油料储运安全及防护设计提供参考。(图6,表2,参22)
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何湋1 邵卫林2 邱绪建1 朱文亭1 孙向东1
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为了做好在役成品油管道内腐蚀的监测和防控,通过进一步挖掘首轮内检测数据的价值,提出了分析思路:通过差异分析水线区域内的内腐蚀绝对深度的离散情况,结合内腐蚀与焊缝、弯头等管道附件的相对位置以及管道工艺运行情况等数据信息,半定量定位内腐蚀敏感区。以某成品油管道为例,对两条管段内的腐蚀情况进行分析,发现管内的腐蚀集聚是由于管道施工建设期产生的内腐蚀逐渐发展形成的。定位了以管节为基本单元的腐蚀敏感管段,建议将管道内检测数据作为工程建设质量评估的关键数据,新建管道尽早开展以实施内检测为目标的管道清管作业,增加清管频次,尽快将管内铁锈清除干净,随后开展常规清管作业,从而有效减缓内腐蚀的发展。(图2,表4,参20)
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贺焕婷1 惠贤斌1 吴东容2 李春雨1 杨艺1 安少刚1 王颖1 王伟1
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为了评估涩北气田天然气集输管道风险,使风险评价结果更加准确,对中国现有的半定量风险评价规范的失效可能性及失效后果评价因子进行了对比分析。结合涩北气田天然气集输管道运营现状,确定了风险评价一级评价因子11 个、二级评价因子59 个。利用层次分析法对涩北气田天然气集输管道失效后果评价因子权重进行计算修正,确定了半定量风险评价计算方法。选取涩北气田具有代表性的两条天然气集输管道为例,采用修正前及修正后的方法进行风险评价,将两种方法的评价结果进行对比,结果表明修正后的半定量风险评价方法更加符合涩北气田地域特点和管道实际风险状况。(图1,表6,参22)
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李鸿英1 贾治渊1,2 韩善鹏1 韩方勇3 吴浩3 张劲军1 白晓东3 杨艳3
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高含水期油田采用不加热集输工艺时,由于输送温度低,管道中往往出现凝油粘壁现象,导致管道流通面积减小,井口回压升高,集输能耗增大。基于传统冷指装置设计了可实现试验介质循环的试验装置,探究了油温、油壁温差、含水率、剪切强度及试验时间对高含水含蜡原油凝油粘壁特性的影响。结果表明:凝油粘壁和多相蜡沉积不是同一种沉积行为。当油水混合液的温度低于起始粘壁温度时会出现严重的粘壁行为,高含水含蜡原油的粘壁温度低于纯油凝点,含水率越高,起始粘壁温度越低。油壁温差和油温对粘壁行为的影响分温度区间,原油凝点以下的粘壁行为主要受油温控制,凝点以上的粘壁行为受温差影响更大。不发生乳化的油水混合液,水相的存在弱化了粘壁行为;反之,水相的存在强化了粘壁行为。搅拌或管流流动对粘壁凝油主要起剪切剥离作用。凝油粘壁厚度随时间的持续存在极限值,并不会无限增长。(图10,表2,参29)
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翟克平1 单秀华1 张国忠2 刘刚2
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触变性是衡量含蜡原油低温流动性的重要指标,对胶凝原油管道停输再启动过程的水力特性及安全性至关重要。现有触变模型参数求解仅考虑了启动后流量恢复阶段的触变数据,忽略了启动初始时刻管道内胶凝原油已经发生触变的事实。借助管流试验装置,设计控制流量的启动试验,基于启动初始充装阶段环道沿线压力数据,提出了一种获取该阶段触变数据的方法。以环道停输再启动两阶段的触变数据为基础,计算4 参数双曲触变模型相关参数,得到描述胶凝触变特性的数学模型。与传统求解环道内胶凝原油触变模型参数的方法相比,考虑启动初始充装阶段求解的触变模型更能反映环道内胶凝原油真实的触变特性。(图6,表1,参23)
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李爽 李玉星 王冬旭
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为实现上倾管气液两相流流型的智能识别,提出了基于小波变换与概率神经网络的流型识别方法。采用中国石油大学(华东)室内小型环道试验装置进行气液两相流试验,采集上倾管流型以及相应的持液率信号。运用小波变换对持液率信号进行5 级分解,并对分解后的信号提取标准差作为概率神经网络的输入参数,对试验中获得的分层流、气泡流、段塞流、严重段塞流流型进行识别。结果表明:该方法对4 种流型的识别效果较好,其整体识别率为96.5%,其中分层流和严重段塞流的识别率高达98%。基于小波变换与概率神经网络的上倾管流型识别方法能够有效克服传统识别方法中主观因素的影响,不仅显著提高了流型识别的准确率,而且识别过程更加智能。(图5,表3,参22)
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姜希彤1 王泽鑫1 李华1 陆津津2 张博越1
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为了保障天然气管网的安全平稳运行,对天然气管网管存的调控技术进行研究。结合目前天然气管网的生产运行经验,阐述了管存的分类、控制原则及控制标准,从春秋季销售、冬夏季保供、气量分配及预测事故管道生存时间4 个方面对管存的调控技术进行详细分析。结果表明:针对春秋季销售周不均匀性的特点,应主动控制管存均匀变化;为保供冬夏季用气,应将管存提升至应急高管存或最高管存;利用管存的控制区域,可以对天然气管网气量进行合理分配;根据天然气管道的低管存限值,能够预测事故管道的生存时间。(图4,参23)
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田路江
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在LNG 接收站运行过程中,准确计算BOG 产生量是保证安全生产的重要工作之一。基于BOG 产生量常用的计算方法,总结了非卸船工况下BOG 产生量的关键因素,主要包括储罐吸热、保冷管道吸热、泵运行产热,同时增加了再冷凝器冷凝BOG 随保冷循环LNG 重新回流到储罐这一不可忽略的因素,并分析了罐压变化对BOG 产生量的影响。通过对罐压不变、罐压逐渐上升、罐压逐渐下降3 种工况下的BOG 产生量与处理量进行计算,结果表明:在3 种不同工况下,利用储罐吸热量、保冷管道吸热量、泵热量回流量、再冷凝器冷凝BOG 回流储罐流量计算BOG 产生量具有较高的准确性和可行性;BOG 产生量与处理量计算结果的偏差均小于5%,但若忽略冷凝BOG回流储罐、罐压变化的影响,则二者偏差可分别达到50%、23%。在LNG 接收站生产运行中,建议重视罐压变化对BOG 产生量的影响,并对再冷凝器冷凝BOG 回流储罐的流量加以控制。(图1,表15,参32)
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刘云1,2 牛辉1,2 牛爱军1,2 赵红波1,2 刘伟3
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采用高压力、大口径、高钢级管道进行长距离的天然气输送已成为管道工业的重要发展趋势。X90 管线钢管的应用将提高管道输送量,减小钢管有效壁厚,降低管道建设成本。采用低C、高[Mn+Nb]、高[Mo+Cr] 的合金化成分设计及纯净钢冶炼技术与控轧控冷技术,开发出以粒状贝氏体为主的壁厚20.3 mm 的X90 热轧卷板;通过焊接工艺试验研究,优化设计出壁厚20.3 mm 的X90 管线钢管的焊接工艺;通过制管成型参数的优化设计,实现了高强度、大口径螺旋埋弧焊管的低残余应力控制。测试结果表明:试制开发的管径1 524 mm、壁厚20.3 mm 的X90 螺旋埋弧焊管的各项性能指标均达到相关技术规范要求,为X90 高强度大口径钢管在中国的建设应用做好技术储备。(图6,表11,参26)
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蒲斌 马青峰 陈眉生 严文东
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紧急排水装置是浮顶油罐在紧急情况下及时排出超载积水的重要安全装置。常用的水封结构浮子型紧急排水装置在实际应用中维护保养工作量大,特别是在干旱气候条件下需要频繁加水,存在水封失效的安全隐患且不易恢复等缺点。根据PVA 与PVDC 材料特点,设计了一种复合膜形式的新型紧急排水装置的解决方案:基于PVA 阻燃性改性的特点,将PVA 与PVDC 进行复合,以复合膜为主体设计了一种紧急排水装置,弥补了水封结构浮子型紧急排水装置的不足。现场试验结果表明:复合膜形式的浮顶罐紧急排水装置无水封,减少了维护保养的工作量,提升了浮顶油罐运行的安全性。(图2,参21)
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齐得山 李建君 巴金红 王元刚 敖海兵 李淑平 王文权
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为了充分利用已探明的优质盐矿资源建设盐穴储气库,尽量避免盐层中厚夹层对造腔的影响,需要开展厚夹层盐层条件下的造腔工艺研究。通过造腔试验,明确了厚夹层在造腔过程中是可以垮塌的,其下部盐岩可以造腔。基于盐层地质特征和中国同类项目造腔实践经验,将淮安储气库腔体的理想形态设计为顶底近似为圆锥体、主体为圆台,最大直径位于圆台底部。基于钻井资料,设计了造腔工艺方案并进行数值模拟,思路如下:首先采用正循环方式在厚夹层下部盐岩造腔,然后调整造腔管柱,在厚夹层上下同时造腔,促使厚夹层垮塌;进入造腔中后期,改为反循环造腔,可加快造腔进度。数值模拟与实际应用表明该造腔工艺方案可充分利用造腔段的盐岩,该设计思路可为造腔过程中厚夹层的处理工艺提供借鉴。(图5,参21)
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张新生1 曹昕1 韩文超2 陈泮西3
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为了避免由海底管道腐蚀导致的穿孔泄漏等事故,及时对海底管道进行维修和防护,利用传统灰色系统处理少数据与贫数据的特点、马尔科夫理论预测未来状态的特点,提出基于参数优化GM-Markov 模型的海底管道剩余寿命预测方法。首先分析了灰色GM(1,1)模型构建的可行性,随后建立参数优化的GM(1,1)模型,改变模型初始条件,对海底管道腐蚀深度进行预测。根据预测的腐蚀深度,利用Markov 模型对海底管道未来腐蚀状态作定量分析,预测其剩余寿命。以某海底管道试验段为例,预测了该管道的剩余寿命。结果表明:改变初始条件后的模型可在样本数据少的情况下达到更高的预测精度,推广应用性较强。(图3,表6,参31)
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蒋新生1 赵亚东1 谢威2 李静野1 李进1 余彬彬1

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为了研究油料储运工程中较大长径比狭长受限空间中油气爆炸超压和火焰传播规律,搭建了
不同长径比狭长管道油气爆炸实验系统。通过采集爆炸超压值、火焰传播速度、火焰强度等参数数
值并进行整理分析,得出结论:长距离管道对爆炸超压和火焰传播有显著强化作用,长径比超过一
定数值时可发展为爆轰;开口管道发生爆轰的时间早于闭口管道;火焰传播速度由管道中部开始急
剧加快,且开口管道增大速率大于闭口管道;火焰强度在闭口管道中由管道中部到后部呈上升趋势,
而在开口管道中呈下降趋势。
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齐得山 李建君 巴金红 王元刚 敖海兵 李淑平 王文权

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为了充分利用已探明的优质盐矿资源建设盐穴储气库,尽量避免盐层中厚夹层对造腔的影响,
需要开展厚夹层盐层条件下的造腔工艺研究。通过造腔试验,明确了厚夹层在造腔过程中是可以垮
塌的,其下部盐岩可以造腔。基于盐层地质特征和国内同类项目造腔实践经验,将淮安储气库腔体
的理想形态设计为顶底近似为圆锥体、主体为圆台,最大直径位于圆台底部。基于实钻井资料,设计
了造腔工艺方案并进行数值模拟,思路如下:首先采用正循环方式在厚夹层下部盐岩造腔,然后调
整造腔管柱,在厚夹层上下同时造腔,促使厚夹层垮塌;进入造腔中后期,改为反循环造腔,可加快
造腔进度。该设计思路可为造腔过程中厚夹层的处理工艺提供借鉴
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王银强,陈玉洁,严松林,卓剑,段永军,陈胜男,周建毅

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放空排气是离心泵启泵前必不可少的操作步骤,离心泵在放空排气的过程中易出现油污喷溅、
污油槽内污油及放空原油损耗量过大的问题。以新疆塔石管道某输油站为例,通过对其生产运行实
际情况进行分析,得出放空原油损耗量过大的主要原因是排污导油槽深度过浅且长度过长、放空管
道内含有气泡。调研了国内外离心泵启泵放空排气现状,依据离心泵的启动步骤及注意事项,基于
该输油站现场实际情况,提出了改进措施:采用加装三通漏斗的方式可解决污油槽深度过浅且长度
过长而造成的原油损耗;通过将放空管道的位置由离心泵侧方移至其后方(移动长度约47 cm),并
将其与三通漏斗连接,能够避免因放空管道内存在气泡而造成的原油喷溅。经过实例验证表明,该
方法可以有效降低离心泵启泵前放空原油的损耗,放空原油的单次损耗量由79 g 降为0。改进措施
操作简单、安全,可以满足现场实际需求,对优化及提高离心泵的整体性能具有重要的现实意义。
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吕勃蓬,夏庆春,钟利军,王海峰,李,朱金辉,冯友琪,段麒麟

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鉴于油气站场站内管道动火作业需要尽可能地节约作业时间,对比了站内管道动火作业中注
氮、断管、焊接、无损检测等各工序耗时,发现注氮工序在时间上的可优化空间更大。传统注氮方法
中,阀门、注氮法兰等的拆卸及恢复安装工作量非常大,占用了大量动火作业时间。借鉴法兰垫片的
安装形式,通过改变注氮装置内部结构及安装方式,研发了一种针对站内管道动火作业的快速安装式
注氮装置。使用该装置注氮至少可以减少 50%以上螺栓拆卸、安装的工作量,节约了注氮工序时间。
现场应用表明,该装置有效解决了站内管道动火作业注氮装置安装不方便、耗时长,动火作业效率无
法进一步提高的问题,可在石化行业的站内管道及设备动火施工中进行推广应用。
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田路江

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在 LNG 接收站运行过程中,准确计算 BOG 产生量是保证安全生产的重要工作之一。基于
BOG 产生量常用的计算方法,总结了非卸船工况下 BOG 产生量的关键因素,主要包括储罐吸热、
保冷管道吸热、泵运行产热,同时增加了再冷凝器冷凝 BOG 随保冷循环 LNG 重新回流到储罐这
一不可忽略的因素,并分析了罐压变化对 BOG 产生量的影响。通过对罐压不变、罐压逐渐上升、罐
压逐渐下降 3 种工况下的 BOG 产生量与处理量进行计算,结果表明:在 3 种不同工况下,利用储
罐吸热量、保冷管道吸热量、泵热量回流量、再冷凝器冷凝 BOG 回流储罐流量计算 BOG 产生量具
有较高的准确性和可行性;BOG 产生量与处理量计算结果的偏差均小于 5%,但若忽略冷凝 BOG
回流储罐、罐压变化的影响,则二者偏差可分别达到 50%、23%。在 LNG 接收站生产运行中,建议
重视罐压变化对 BOG 产生量的影响,并对再冷凝器冷凝 BOG 回流储罐的流量加以控制。
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姜希彤 王泽鑫 李华 陆津津 张博越 

[摘要]浏览(170)次
为了保障天然气管网的安全平稳运行,对天然气管网管存的调控技术进行研究。结合目前天
然气管网的生产运行经验,阐述了管存的分类、控制原则及控制标准,从春秋季销售、冬夏季保供、气
量分配及预测事故管道生存时间 4 个方面对管存的调控技术进行详细分析。结果表明:针对春秋
季销售周不均匀性的特点,应主动控制管存均匀变化;为保供冬夏季用气,应将管存提升至应急高
管存或最高管存;利用管存的控制区域,可以对天然气管网气量进行合理分配;根据天然气管道的
低管存限值,能够预测事故管道的生存时间。
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何湋 邵卫林 邱绪建 朱文亭 孙向东

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为了做好在役成品油管道内腐蚀的监测和防控,通过进一步挖掘首轮内检测数据的价值,提出
了通过差异分析水线区域内的内腐蚀绝对深度的离散情况,结合内腐蚀与焊缝、弯头等管道附件的相
对位置,管道工艺运行情况等数据信息,半定量定位内腐蚀敏感区的分析思路。以某成品油管道为例,
对两条管段内的腐蚀情况进行分析,发现管内的腐蚀集聚是由于管道施工建设期产生的内腐蚀逐渐
发展形成的。定位了以管节为基本单元的腐蚀敏感管段,建议将管道内检测数据作为工程建设质量
评估的关键数据,建议新建管道尽早开展以实施内检测为目标的管道清管作业,增加清管频次,尽快
将管内铁锈清除干净,随后开展常规清管作业,从而有效减缓内腐蚀的发展。
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黄钰 杨琥 李旭 李秀锋

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大口径海底管道在安装过程中受到点荷载作用,比常规口径管道更易发生局部屈曲失稳。
DNVGL-ST-F101-2017 规范虽然给出了海底管道局部屈曲校核中对于点荷载的修正方法,但未考
虑混凝土配重层对管道的保护作用,不符合真实的大口径管道结构形式,而且计算结果偏于保守。
应用有限元分析方法,对大口径海底管道安装过程中点荷载引起的局部屈曲进行系统研究,分析过
程考虑了工程中真实的管道结构形式,并结合工程算例将有限元方法的计算结果与依据 DNV 规范
的计算结果进行对比,从分析方法上实现了对 DNV 规范的补充,对于大口径海底管道的局部屈曲
设计具有较好的推广价值。
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李鸿英 贾治渊 韩善鹏 韩方勇 吴浩 张劲军 白晓东 杨艳 

[摘要]浏览(168)次
高含水期油田采用不加热集输工艺时,由于输送温度低,管道中往往出现凝油粘壁现象,导致
管道流通面积减小,井口回压升高,集输能耗增大。基于传统冷指装置设计了可实现试验介质循环
的试验装置,探究了油温、油壁温差、含水率、剪切强度及试验时间对高含水含蜡原油凝油粘壁特性
的影响。结果表明:凝油粘壁和多相蜡沉积不是同一种沉积行为。当油水混合液的温度低于起始
粘壁温度时会出现严重的粘壁行为,高含水含蜡原油的粘壁温度低于纯油凝点,含水率越高,起始粘
壁温度越低。油壁温差和油温对粘壁行为的影响分温度区间,原油凝点以下的粘壁行为主要受油温
控制,凝点以上的粘壁行为受温差影响更大。不发生乳化的油水混合液,水相的存在弱化了粘壁行
为;反之,水相的存在强化了粘壁行为。搅拌或管流流动对粘壁凝油主要起剪切剥离作用。凝油粘
壁厚度随时间的持续存在极限值,并不会无限增长。
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史静怡 樊建春 武胜男 李磊

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深水浅层钻井过程井筒内已生成水合物会影响作业安全,需要对井筒环空内水合物形成范围
和程度进行预测分析。以南海陵水气田某开发井为例,基于CSMHyK 水合物动力学模型和OLGA
多相流流动方程,建立深水钻井水合物形成数值模拟方法,计算多种工况下井筒温度-压力场,引入
过冷度密度表征水合物形成可能性,预测了井筒环空水合物形成范围和程度,分析了钻井液排量、入
口温度、密度及浅层气储压的参数敏感性。结果表明:在设定的工况条件下,泥线附近的隔水管环
空具有水合物形成风险,水深800~1 000 m 的环空内水合物形成量最多;钻井液排量越小,入口
温度越低,水合物形成风险越大,危险管段的水合物生成量超过40 kg/m3。选取过冷度密度、水合
物生成井段长度、生成总量及峰值速率作为评价水合物生成情况的特征值,建立井筒水合物风险
水平量化分析方法。研究结果可为深水浅层钻井过程水合物的防治和钻井方案的优化设计提供
理论指导。
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李爽,李玉星,王冬旭

[摘要]浏览(139)次
为实现上倾管气液两相流流型的智能识别,提出了基于小波变换与概率神经网络的流型识别方
法。采用中国石油大学(华东)室内小型环道实验装置进行气液两相流实验,采集上倾管流型以及相
应的持液率信号。运用小波变换对持液率信号进行5 级分解,并对分解后的信号提取标准差作为概
率神经网络的输入参数,对实验中获得的分层流、气泡流、段塞流、严重段塞流流型进行识别。结果表
明:该方法对4 种流型的识别效果较好,其整体识别率为96.5%,其中分层流和严重段塞流的识别率
高达98%。结合小波变换与概率神经网络的上倾管流型识别方法能够有效克服传统识别方法中主观
因素的影响,不仅显著提高了流型识别的准确率,而且识别过程更加智能。
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刘云 牛辉 牛爱军 赵红波 刘伟 

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目前,高压力、大口径、高钢级管道进行长距离的天然气输送已成为管道工业的重要发展趋
势。采用 X90 管线钢管可以提高管道输送量,减小钢管有效壁厚,降低管道建设成本。采用低 C、
高 [Mn+Nb]、[Mo+Cr] 的合金化成分设计及纯净钢冶炼技术和控轧控冷技术,开发出以粒状贝
氏体为主的 X90、20.3 mm 热轧卷板;通过焊接工艺试验研究,优化设计出 X90、壁厚 20.3 mm 管线
钢管的焊接工艺;通过制管成型参数的优化设计,实现了高强度大口径螺旋埋弧焊管的低残余应力
控制。测试结果表明:试制开发的 X90、直径 1 524 mm、壁厚 20.3 mm 螺旋埋弧焊管的各项性能指
标均达到相关技术规范要求,为 X90 高强度大口径钢管在中国的大输量天然气管道建设应用奠定
了基础。
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宫敬

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在八三管道工程 50 周年之际,回顾了中国石油管道工艺技术 50 年发展历程,梳理了输油管
道密闭运行及水击控制保护技术、易凝高黏原油输送技术、成品油顺序输送与优化运行技术、大落差
管道设计及投产运行技术、输油管道运行仿真技术的科学研究与工程应用成果,总结了下一步发展
目标。展望了输油管道智能化发展愿景,提出相关建议:确定国家管网系统建设一个什么样的统一
数据平台;形成适用于油气管道的专业工业化软件;研究基于海量数据+AI 算法的智能决策系统;
建立输油管道系统数字体、意识体的构建原则、目标及应用评价方法;建立国家管道和设备失效数
据库及发布平台;研制自主可控的基于数据和机理模型的大型输油管网在线和离线分析预测软件;
研究国内外 SCADA 系统软件协调运行及国产软件大规模应用技术;研究精细管理下大型油气管
网节能增效技术。以上建议期望为智慧互联大管网的构建提供参考。
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李鹤林 霍春勇 池强 杜伟
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随着天然气需求的持续增长,中国高钢级油气输送管道建设快速发展,已进入国际领跑者行列。在高钢级油气输送管材应用过程中,产品开发与工程应用技术支撑体系发挥了重要作用。该技术支撑体系由质量监督与评价、标准化、科学研究、失效分析4 个部分组成,分别阐述了各组成部分的内涵、发展历程及现状。该技术支撑体系在中国油气输送管产业发展与工程应用及中俄东线天然气管道工程X80 输送管产品开发与工程建设中发挥了重要作用,并将继续为本质安全的管道工程建设提供技术支撑。(图4,表2,参38)
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王振声 陈朋超 王巨洪
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中俄东线天然气管道是中国第三代长距离、大输量天然气管道标志性工程,是全球单体规模最大的输气管道,在中国乃至世界管道建设史上创下了多项新纪录。以该管道为试点,打造了中国首个智能管道样板工程。系统阐释了智能管道与智慧管网的基本内涵与关键技术,梳理了支撑管道“全数字化移交、全智能化运营、全生命周期管理”的关键技术及阶段性成果,为持续推进中国管道智能化建设、助力打造智慧互联大管网提供了重要指引。同时,从认识与技术等层面,就管道智能化的技术本质、管道数字基建、管道瓶颈技术攻关、管网智慧大脑等问题,给出了进一步思考与建议。(图1,参23)
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张振永
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高钢级管道环焊缝失效事故屡见不鲜,随着高钢级管道里程不断增加,高钢级管道环焊缝失效问题引起国内外管道行业的高度重视。对国内外典型管道环焊缝失效案例进行归类分析,基于环焊缝断裂失效的断裂力学理论,针对影响环焊缝安全性的关键环节进行失效原因分析,并提出安全提升措施,包括管道焊接工艺、钢材控制、焊接材料、焊接接头强度匹配、不等壁厚内坡口形式、无损检测、智能巡检、应力应变、施工管理等。这些措施已经推广应用于中俄东线天然气管道工程及将建的西气东输三线中段管道工程、西气东输四线管道工程,为提升高钢级管道环焊缝的服役可靠性提供了支持。(图4,表9,参25)
[PDF:1339KB]全文下载(27)次  [2020年07期]

李柏松1 徐波1 王巨洪1 张舒1 王保春1 杨喜良1 高晞光1 史倩2

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中俄东线天然气管道工程是中俄两国最高领导人高度重视并亲自推动的重大战略项目,是加强两国全面能源合作伙伴关系、深化全面战略协作伙伴关系的又一重要成果,是服务“一带一路”倡议、构建中国四大能源运输通道的重大工程。总结了近年来中国石油在高强度管线钢管、天然气用电驱压缩机组、输油泵机组、关键阀门及执行机构、流量计等设备国产化方面的重大成果。介绍了具备一键启停功能的20 MW 级电驱离心压缩机组,满足信息安全要求的管道核心控制系统SCADA成套软硬件,56 in( 1 in=2.54 cm)、Class900全焊接球阀及配套电动执行机构和气液执行机构,干线调压装置的24 in、Class900 安全切断阀和工作调压阀等关键设备在中俄东线国产化应用中的最新进展,这些关键设备的自主可控,保障了国家能源安全,促进了民族装备制造工业发展,推动了管道运营企业降本增效。(图1,表2,参18)

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贾韶辉1 张新建1 李妍2 徐杰1 陈泮西3
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油气管道全生命周期数据管理是油气管道全生命周期完整性管理的基础,从数据模型构建、数字化移交标准、数字化移交接口开发、数据整合维护与分析应用几方面系统阐述了油气管道全生命周期数据管理技术的研究发展现状。结合中俄东线天然气管道数据管理需求,从数据内容扩充、数据组织结构优化两方面对PIDM 数据模型进行优化升级,并在PIDM 数据模型上增加了管道全生命周期各阶段数据的关联规则。制修订了CDP-G-OGP-IT-148—2019-1《油气管道设备设施运行数据规定》、Q/SY 05180.6— 2019《管道完整性管理规范 第6 部分:数据采集》等系列标准规范,其中隐含了中俄东线天然气管道特有的业务要求和相应的数据规则。优化了管道完整性管理系统PIS 功能:后台服务端扩展了矢量切片、WFS、Web Scene 等先进GIS 服务功能;前端开发了自定义制图、多语言支持、本地数据展示、共享视图、卷帘、时间轴、事件编辑器等丰富的数据展示、分析、维护功能。以上成果在中俄东线天然气管道北段取得了较好的实践应用效果。最后,提出了未来油气管道全生命周期数据管理急需解决的瓶颈问题。(图2,表2,参24)
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赵晓明1 李睿1,2 陈朋超1 冯文兴1 富宽1 郑健峰1 刘阳1
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管道在外部载荷的作用下会发生局部位移及弯曲变形,当与管体腐蚀、制造或焊缝等缺陷叠加时,在应力集中点将引起管体失效,严重威胁人员安全、造成环境污染及经济损失。基于惯性测绘的内检测技术是一种准确识别管道弯曲变形及检测弯曲应变的有效方法,在对管道全线实施检测的同时以弯曲应变的形式反映管道在外部载荷作用下的弯曲状态。中俄东线天然气管道境内段途经沼泽、高寒冻融等地质不稳定区域,洪水、地震等自然灾害引起土体移动也会对管体施加外部载荷,在外力作用下管体发生弯曲的可能性较大,易因局部应力集中形成高风险点,通过分析管道弯曲应变数据,结合几何/漏磁内检测发现的管体缺陷,可以更加精确地识别定位对管道安全运行构成潜在威胁的高风险点,有针对性地制定监测、修复计划,为中俄东线天然气管道的安全运行提供有效保障。(图7,参21)
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刘庆刚1 张雄飞1 王文和2 刘玻江1
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裂纹是管道中常见的缺陷形式,其应力强度因子是开展管道安全性评价的重要依据。为了准确获得管道中裂纹的应力强度因子,采用1/4 节点法建立了求解长输管道轴向穿透裂纹应力强度因子的有限元模型,并将有限元法和解析法求得的应力强度因子进行对比,验证了新建模型的可靠性。分析了内压、裂纹长度、内径以及厚径比对裂纹尖端应力强度因子的影响,同时探究了沿壁厚方向应力强度因子的变化规律。结果表明:内压、裂纹长度的增加,将会导致应力强度因子增大;内径、厚径比的增大,则会使应力强度因子减小,且当内径超过500 mm 时,应力强度因子不再随着直径的增加而发生变化;管道外壁处应力强度因子始终高于内壁处,随着内压的增加,裂纹将从管道外壁启裂。采用1/4 节点法计算裂纹尖端的应力强度因子,其操作方便、计算精度高,可为开展长输管道的安全评价工作提供参考。(图10,表6,参24)
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欧新伟1 陈朋超1 任恺1 李一博1 陈泮西2
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针对中俄东线天然气管道工程“全数字化移交、全智能化运营、全生命周期管理”的建设目标,提出了数字化移交的基本流程、工作机理,指出了其对管道建设、运营管理的重要意义。通过统一数据采集规范,畅通了数据对接渠道,以全生命周期数据库为载体,实现数据的关联、存储与共享,以此推动数字化移交的有序开展,满足实体管道与数字化管道同时交付的需求,并保证数据历史的可追溯性。通过与数据仓库建立接口进行数据调用,确保数据由建设期向运营期的有序传递,实现了数字化移交数据与管道完整性管理系统的对接应用,不但最大限度地体现了数据的价值,而且为智能化管道建设及完整性管理提供了数据保障。(图3,表1,参26)
[PDF:1657KB]全文下载(18)次  [2020年07期]
栾陈杰
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针对复合管道焊接接头的断裂失效现象,采用单边缺口三点弯曲断裂韧性试验,对X65+Inconel625 复合管道焊接接头不同区域(焊缝区、熔合区及热影响区)在0 ℃下的断裂韧性进行测试。通过在焊接接头不同区域预制表面型裂纹和贯穿厚度型裂纹,对比焊接接头不同区域CTOD 值的变化趋势,结果显示组织不均匀性对CTOD 值分散性的影响较大。研究表明:复合管焊接接头不同区域的断裂韧性不同,其中热影响区的应变时效区CTOD 值较高,焊缝区CTOD 值较低但分散性不大,而焊缝熔合区和复合层熔合区不但CTOD 值较低,且分散性很大,因此熔合区和复合熔合区是X65+Inconel 625 复合管道焊接接头的薄弱环节。(图4,表3,参20)
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曾希1 雷震1 靳方倩1,2 杜国锋1
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为了研究埋地管道在不同形式断层作用下的受力性能,自制了土箱试验装置,借此装置模拟断层的错动,测量得到埋地管道在断层错动作用下的应变分布和整体变形特点,分析了管道轴向应变和竖向位移随断层错动量变化的特征,探究了断层错动量、管道埋深、管径、断层倾角等参数对埋地管道力学性能的影响规律,采用FEM 有限元方法进行数值模拟分析,并与试验结果进行对比。结果表明:在该试验的参数范围内,随着断层错动量和管道埋深的增加,管道轴向应变增大;管径较大的管道,抵抗变形的能力较强;当断层倾角小于90°时,管道轴向峰值拉应变大于峰值压应变,此时管道以受拉为主;当断层倾角大于90°时,管道轴向峰值拉应变小于峰值压应变,此时管道以受压为主;对于走滑断层,管道轴向应变近似呈中心对称分布,两侧变形趋于一致。逆断层对于管道应变的影响最大,正断层其次,走滑断层对于管道应变的影响最小。(图17,表3,参21)
[PDF:6216KB]全文下载(18)次  [2020年07期]
朱华银 武志德 张敏 石磊
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中国盐岩地层夹层多、杂质含量高,由于不同地区、不同类型盐岩杂质含量和成岩条件的差异,其水溶特性也会存在差异,从而对盐穴储气库建设中的溶腔速率、造腔形态控制等带来影响。选取平顶山、淮安、安宁3 个地区的典型盐岩样品,通过对不同类型盐岩的组分和水溶实验的分析表明:盐岩在低浓度盐水中的溶蚀速率较快,注入清水后5~10 h 内,溶液浓度增长迅速,随着卤水浓度的增大,溶蚀速率降低,溶液浓度增长速率减缓。比较不同地区盐岩溶蚀结果,安宁盐岩较平顶山和淮安盐岩的溶蚀速率更快,更易溶蚀。对于杂质含量相对不高(水不溶物质量分数少于40%)且分布较均匀的盐岩和含泥盐岩,其杂质含量对溶蚀速率影响不大,而不溶物含量高的含盐泥岩和钙芒硝岩则溶蚀速率低,较难溶蚀。研究结果对盐穴储气库的溶腔方案设计和现场施工具有重要的指导意义。(图7,表2,参21)
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黄宁 李振林
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为了研究低温膨胀机的压力脉动特性,采用数值模拟方法对膨胀机水力模型进行数值模拟。首先通过定常数值模拟得到膨胀机的外特性,并将模拟结果与试验结果进行对比,验证了模拟结果的精确度,然后以定常数值模拟结果为基础进行非定常数值模拟,得到导叶与转轮内不同监测点的时域图,并通过快速傅里叶变换得到监测点的频域图。结果表明:转轮内监测点主频与导叶叶片数对流体的影响一致,导叶内监测点主频与转轮叶片数对流体的影响一致。监测点主频的幅值与监测点的位置相关,当监测点靠近导叶与转轮之间的无叶区时,幅值更大;与无叶区距离越远,幅值越小,受到导叶与转轮之间动静干涉的影响越小。研究结果可为低温膨胀机的设计提供参考。(图9,表1,参21)
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张洪奎
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利用北斗定位技术实现油气管道沿线地质灾害的监测与预警,以期减少地质灾害对油气管道造成的威胁与破坏。以华中成品油管道江西处、抚州处、湖南处的成品油管道区段为研究区,利用国产高分遥感影像对地质灾害风险点进行高精度自动识别,并辅以人工目视解译方法进行纠正,将识别结果作为现场调查的基础资料。基于北斗定位技术设计了微位移监测装置,结合高精度定位数据处理技术方法,对地质灾害风险点的坡体位移进行实时监测。结合研究区前期有效降雨量与预报降雨量建立了地质灾害预警模型,通过手机预警APP 按输油处、输油站分级分权限推送红、橙、黄、蓝4 个等级的预警信息。研究结果可为油气管道地质灾害实时监测与预警的智能化应用提供参考。(图5,表2,参29)
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张科嘉1 李长俊1,3 欧阳欣2,3 王玉彬2,3 贾文龙1,3
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中俄东线天然气管道管径大、压力高、北段处于寒区,投产运行初期高压、低温条件使管道存在水合物生成风险。基于多相流理论和CSMHyK 水合物生成动力学模型,针对该管道投产第一年冬季运行工况下水合物的生成区域、生成量,水合物在管道中的堆积程度以及水合物的防治方法开展研究。结果表明:当管输天然气含水量大于150 mg/kg 时,管道存在水合物生成风险;管道中生成的水合物主要聚集在低洼管段下游,管段高差越大,水合物聚集量越多,且管道中水合物的堆积程度不仅与低洼管段上升段的高差有关,还与下坡段管道的高差及坡度有关;当选择乙二醇作为水合物抑制剂且其注入质量分数达到50%时,可以有效防止中俄东线天然气管道生成水合物。(图6,表4,参22)
[PDF:1662KB]全文下载(12)次  [2020年07期]
郑健峰1 李睿1,2 富宽1 于智博1 陈朋超1 赵晓明1 贾光明1
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针对传统皮碗式管道投产前检测器应用于大口径管道存在的动力不足、速度冲击、耗能较大等问题,研制了一种适用于大口径管道的自动力内检测器,其能够在管道中自主运行并检测管道几何变形、拍摄管道内部视频等,可用于管道投产前或停输检修期的检测。介绍了检测器的总体结构及本体设计,分析了运行姿态对驱动力的影响,系统阐述了检测单元的设计原理与功能,通过现场应用试验验证了检测器的运动特性与检测性能。将其应用于中俄东线在建管道工程,结果表明:检测器续航里程达50 km 以上,实现了管道几何变形、管壁内表面缺陷、管道内部水膜等异物的同步直观检测,在实际工程中具有较好的可用性与先进性。(图9,参26)
[PDF:3103KB]全文下载(7)次  [2020年07期]
蒲斌 严文东
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随着鄯兰原油管道投产运行时间的增加,鲁尔泵面临大修,需要有明确的技术要求指导鲁尔泵大修作业。根据鲁尔泵结构特点,分析了大修过程中各结构检修要点与检修依据,结合鲁尔泵转子结构特点、机械密封结构与技术要求、轴承结构参数等,总结了鲁尔泵大修内容,明确了鲁尔泵的检修技术要求,叶轮、机械密封、轴向位移等的调整方法与技术要求,以及大修作业中应注意的其他问题。应用结果表明:大修完成后,鲁尔泵振动量有效降低,运行参数较大修前明显提升,对于鲁尔泵机组和离心泵机组开展大修作业具有一定的借鉴意义。(图4,表5,参22)
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封面

[0-0]
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目录

[1-4]
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朱华银 武志德 张敏 石磊 

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中国盐岩地层夹层多、杂质含量高,由于不同地区、不同类型盐岩杂质含量和成岩条件的差异,
其水溶特性也会存在差异,从而对盐穴储气库建设中的溶腔速率、造腔形态控制等带来影响。选取
平顶山、淮安、安宁 3 个地区的典型盐岩样品,通过对不同类型盐岩的组分和水溶实验的分析表明:
盐岩在低浓度盐水中的溶蚀速率较快,注入清水后 5~10 h 内,溶液浓度增长迅速,随着卤水浓度的
增大,溶蚀速率降低,溶液浓度增长速率减缓。比较不同地区盐岩溶蚀结果,安宁盐岩较平顶山和淮
安盐岩的溶蚀速率更快,更易溶蚀。对于杂质含量相对不高(水不溶物质量分数少于 40%)且分布
较均匀的盐岩和含泥盐岩,其杂质含量对溶蚀速率影响不大,而不溶物含量高的含盐泥岩和钙芒硝
岩则溶蚀速率低,较难溶蚀。研究结果对盐穴储气库的溶腔方案设计和现场施工具有重要的指导意
义。
[PDF:6317KB]全文下载(35)次  [2020年07]

汪凤 高晓飞 卢鹏超 范玉然 隋永莉

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中俄东线天然气管道工程站场设计温度低至-45 ℃,对管道设施防脆断能力提出了新挑战,
为了防止低温环境下服役构件发生脆性断裂,需要制定科学、合理的韧性指标要求。系统阐述了防
脆断控制技术的发展历程:经验方法→断裂分析图法→断裂力学方法。以中俄东线天然气管道工
程为例,分析了油气管道管件基于经验方法的防脆断技术现状,并对比分析了ASME BPVC(Boiling
and Pressure Vessel Code)的防脆断控制要求,指出中国油气管道管件防脆断控制措施存在的不足。
基于经验的夏比冲击韧性指标应用于高韧性管线钢时,可能存在不足以防止脆性断裂的风险,因此
提出:①建立完善的基于断裂力学的高钢级高韧性管件防脆断控制指标体系;②在现有防脆断控制
指标的基础上增加NDT(Nil-Ductility Transition)测试要求;③或基于断裂力学评估的短期防脆断
控制要求。
[PDF:7424KB]全文下载(47)次  [2020年07]

蒋庆梅 张小强 余志锋

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中俄东线天然气管道黑河—长岭段初步设计阶段的可靠性评价,管材基础数据来自试制钢管,
环焊缝数据则参考焊接工艺适应性评价结果及以往工程统计数据。管道投产后,需要校验批量供货
钢管相对试制钢管的性能差异及其对管道服役可靠性的影响,以及全自动焊的规模推广对管道可靠
性的影响。基于新的基础参数,对比了试制钢管与批量供货钢管的性能参数,分析了全自动焊接环
焊缝力学参数及缺欠数据,并采用最新数据复核管道的服役可靠性。结果表明:试制钢管与批量供
货钢管的力学性能指标存在差异,但均满足标准要求;全自动焊提高了环焊缝质量,焊缝性能指标
均高于标准要求;钢管性能波动直接影响管段的失效概率值,且随着服役年限的增加,外腐蚀引起
的管道失效概率将逐步增大,但在 30 年服役期内,按照目前的设计、材料、施工、运行、维护标准,管
道能够满足服役可靠性要求。
[PDF:6670KB]全文下载(39)次  [2020年07]

黄宁 李振林

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为了研究低温膨胀机的压力脉动特性,采用数值模拟方法对膨胀机水力模型进行三维非定常
数值模拟。得到了导叶与转轮内不同监测点的时域图,并通过快速傅里叶变换得到监测点的频域
图。结果表明:转轮内监测点主频与导叶叶片数对流体的影响一致,导叶内监测点主频与转轮叶片
数对流体的影响一致。监测点主频的幅值与监测点的位置相关,当监测点靠近导叶与转轮之间无叶
区时,幅值更大,与无叶区距离越远,幅值越小,受到导叶与转轮之间动静干涉的影响越小。研究结
果可为低温膨胀机的设计提供参考。
[PDF:4805KB]全文下载(36)次  [2020年07]

高维新  夏秀占  宋小鸥   金俞鑫  张菲  陶冶 

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在安全仪表系统设计中,温度、压力等保护参数采集通常设置冗余变送器,其中,三选二表决
方式更加经济有效,其表决方式将直接影响安全仪表系统的可靠性和可用性。为了提高安全仪表系
统的完整性,综合提高可用性和可靠性,比较了目前常用的几种有效值计算方式的优缺点,提出了一
种以三台变送器示值平均值为基准的计算方法,并在中俄东线某压气站安全仪表系统上进行了测试
和试运行。结果表明:优化冗余变送器有效值的计算方式,在满足系统可靠性要求的同时,有效提
高了可用性。采用优化计算方式,辅助以良好的管理手段,并在运行中不断积累经验,将有效提高安
全仪表系统的性能。
[PDF:5036KB]全文下载(66)次  [2020年07]

张洪奎

[摘要]浏览(195)次
利用北斗定位技术实现对油气管道沿线地质灾害的监测与预警,减少其对油气管道造成的威
胁与破坏。以华中成品油管道江西处、抚州处、湖南处的成品油管道区段为研究区,利用国产高分遥
感影像对地质灾害风险点进行高精度自动识别,并辅以人工目视解译方法进行纠正,将识别结果
作为现场调查的基础资料。基于北斗定位技术设计了微位移监测装置,结合高精度定位数据处理
技术方法,对地质灾害风险点的坡体位移进行实时监测。结合研究区前期有效降雨量与预报降雨
量建立了地质灾害预警模型,通过手机预警 APP 按输油处、输油站分级分权限推送红、橙、黄、蓝
四个等级的预警信息。研究结果可为油气管道地质灾害实时监测与预警的智能化应用提供一定
的参考。
[PDF:11995KB]全文下载(58)次  [2020年07]

栾陈杰

[摘要]浏览(161)次
针对复合管道焊接接头的断裂失效现象进行了分析,采用单边缺口三点弯曲断裂韧性试验,
对X65+Inconel 625 复合管道焊接接头不同区域(焊缝区、熔合区及热影响区)在0 ℃下的断裂韧性
进行测试。通过在焊接接头不同区域预制表面型裂纹和贯穿厚度型裂纹,对比焊接接头不同区域
CTOD 值的变化趋势,结果显示组织不均匀性对CTOD 值分散性的影响较大。研究表明:复合管
焊接接头不同区域的断裂韧性不同,其中热影响区的应变时效区CTOD 值较高,焊缝区CTOD 值
较低但分散性不大,而焊缝熔合区和复合层熔合区不但CTOD 值较低,且分散性很大,因此熔合区
和复合熔合区是X65+Inconel 625 复合管道焊接接头的薄弱环节。
[PDF:10726KB]全文下载(45)次  [2020年07]

贺焕婷  惠贤斌  吴东容  李春雨  杨艺  安少刚 王颖  王伟 

[摘要]浏览(149)次
为了评估涩北气田天然气集输管道风险,使风险评价结果更加准确,对中国现有的半定量风
险评价规范的失效可能性及失效后果评价因子进行了对比分析。结合涩北气田天然气集输管道运
营现状,确定了风险评价一级评价因子 11 个、二级评价因子 59 个。利用层次分析法对涩北气田天
然气集输管道失效后果评价因子权重进行计算修正,确定了半定量风险评价计算方法。选取涩北气
田具有代表性的两条天然气集输管道为例,采用修正前及修正后的方法进行风险评价,将两种方法
的评价结果进行对比,结果表明修正后的半定量风险评价方法更加符合涩北气田地域特点和管道实
际风险状况。
[PDF:5441KB]全文下载(47)次  [2020年07]

蒲斌 严文东

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随着鄯兰原油管道投产运行时间的增加,鲁尔泵面临大修,需要有明确的技术要求指导鲁尔
泵大修作业。根据鲁尔泵结构特点,分析了大修过程中各结构检修要点与检修依据,结合鲁尔泵转
子结构特点、机械密封结构与技术要求、轴承结构参数等,总结了鲁尔泵大修内容,明确了鲁尔泵的
检修技术要求,叶轮、机械密封、轴向位移等的调整方法与技术要求,以及大修作业中应注意的其他
问题。应用结果表明:大修完成后,鲁尔泵振动量有效降低,运行参数较大修前明显提升,对于鲁尔
泵机组和离心泵机组开展大修作业具有一定的借鉴意义。
[PDF:11966KB]全文下载(47)次  [2020年07]

周延 许靖宇 赫春蕾 田彧 袁琳 孙凤蕊 刘亮

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离心压缩机系统被誉为输气站场的心脏。为了应对大口径、高压力、高温差的压缩机设计
趋势,满足国产压缩机偏小的管嘴允许受力要求。依据 API 617-2014《轴流、离心压缩机和膨胀压
缩机》中的压缩机管嘴受力校核要求,在初始配管安装方案的基础上采用管道应力分析专用软件
CAESAR II 建立了某站压缩机区应力分析模型。分析了自然补偿设置、管支架类型和位置对压缩机
组管嘴 x 、 y 、 z 方向受力的影响并进行了管嘴受力校核优化。研究表明:管嘴 x 、 y 、 z 方向受力是影
响管嘴受力的关键因素,通过增加合理的自然补偿和管支架类型,形成了降低压缩机管嘴 x 、 y 、 z 方
向受力的关键技术优化方案,离心压缩机管嘴受力明显变小。基于中俄东线某站的应力优化方案,可
适用于不同直径的压缩机进出口管嘴受力校核。研究结果对于降低压缩机管嘴受力,提高压缩机运
行安全,提高离心压缩机系统应力分析水平,提升设计效率具有十分重要的意义。
[PDF:5800KB]全文下载(44)次  [2020年07]

赵晓明 李睿 陈朋超 冯文兴 富宽 郑健峰 刘阳

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管道在外部载荷的作用下会发生局部位移及弯曲变形,当与管体腐蚀、制造或焊缝等缺陷叠
加时,在应力集中点将引起管体失效,严重威胁人员安全、造成环境污染及经济损失。基于惯性测绘
的内检测技术是一种准确识别管道弯曲变形及检测弯曲应变的有效方法,在对管道全线实施检测的
同时以弯曲应变的形式反映管道在外部载荷作用下的弯曲状态。中俄东线天然气管道境内段北起
黑河,南抵上海,途经沼泽、高寒冻融等地质不稳定区域,洪水、地震等自然灾害引起土体移动也会对
管体施加外部载荷,在外力作用下管体发生弯曲的可能性较大,易因局部应力集中形成高风险点,通
过分析管道弯曲应变数据,结合几何/漏磁内检测发现的管体缺陷,可以更加精确地识别定位对管道
安全运行构成潜在威胁的高风险点,针对性地制定监测、修复计划,为中俄东线天然气管道的安全运
行提供有效保障。
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于智博 张海亮 沙胜义 任恺 李一博

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管道内检测是识别管道本体缺陷隐患和维护管道安全运行的基础,管径、壁厚的不断提高对
管道内检测技术的实施提出了更高要求和挑战。中俄东线是中国首次运营1 422 mm 大口径天然
气长输管道,探讨了大口径天然气管道内检测工程需求、应用现状、技术局限、改进方向,指出在役
管道本体失效问题主要由管材性能、管体缺陷、管道载荷3 个因素协同作用所致,介绍了漏磁、超声
波、电磁超声等现有内检测技术研究应用进展。结合中俄东线天然气管道工程需求,通过研究改进
1 422 mm 内检测设备,解决了3 个方面的问题:①管道壁厚超出当前内检测技术适用的最大壁厚
范围;②管输气流速度超出当前内检测技术适用的最佳气流速度范围;③沿线土壤冻胀融沉导致
管道中心线变化带来的影响。
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封面 [0-0]
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目录 [1-4]
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董红军
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针对“全国一张网”建设与发展需求,提出网格化管理目标:以安全、高效、高质量发展为核心,突出“流程导向”与“精细化服务”理念,横向梳理集成生产作业活动,纵向压缩管理层级,构建信息化支撑体系,寻求资源共享与业务协同优化方案。结合国外先进经验,提出将区域化管理成果作为网格化管理解决方案的组成部分。区域化管理以网格化、扁平化、专业化为目标,以风险管控为核心,以自动化、信息化、智能化为支撑,以标准化为抓手,以提升员工素质及能动性为根本,以闭环管理及技术进步为提升手段。提出网格化管理实施设想:构建网格化+扁平化组织形态,搭建融合互联的信息中枢系统,建立全面统一的标准体系,形成智能化技术支持与专业化运维保障体系,建设高素质员工队伍。目前急需在“全国一张网”的高度上统筹制定科学的网格化管理实施方案,以期更好服务于公司战略发展目标。(图5,参52)
[PDF:1533KB]全文下载(28)次  [2020年06期]
冯耀荣 吉玲康 李为卫 刘迎来 霍春勇
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随着油气管道建设的快速发展,X80 管线钢及钢管得到了大规模应用。回顾了中国X80 高钢级管线钢及钢管的研发应用历程与主要进展,指出了面临的挑战,提出了发展建议。经过近20 年的发展,建成X80 油气输送管道约17 000 km,单管输气量达到380×108 m3/a,X80 管材生产及管道建设技术进入国际领跑者行列。形成了X80 管线钢及钢管组织分析鉴别与评定、强度试验与屈强比控制、断裂与变形控制等关键技术,以及X80 系列热轧板卷与大口径厚壁螺旋埋弧焊管制造技术、宽厚板与大口径厚壁直缝埋弧焊管制造技术、大应变管线钢及钢管制造技术、感应加热弯管及管件设计与制造技术。有力支撑了西气东输二线、中俄东线等重大管道工程建设。对于未来发展,提出如下建议:加强对制管用板卷或钢板的可焊性评价与控制,深化现场焊接技术及质量性能控制研究,推进高钢级管线钢及钢管在大输量管道建设中的应用,强化油气管道失效控制、完整性理论与技术的研究及应用。(参69)
[PDF:1090KB]全文下载(26)次  [2020年06期]
帅健 王旭 张银辉 武旭
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环焊缝是长输管道的重要组成部分,其失效是载荷、缺陷、局部断裂韧性、强度匹配、焊缝几何结构及残余应力等因素相互作用所致,且高钢级管道因焊接技术难度增大,也增加了环焊缝失效的可能性。基于此,分析了环焊缝的载荷、缺陷及强度匹配特征,揭示了低匹配环焊缝或热影响区软化环焊缝的应变集中机理,阐释了环焊缝的脆性断裂、屈服前净截面垮塌、屈服后净截面垮塌及母材颈缩4 种失效模式,比较了GB/T 19624-2019、BS 7910-2015、API 579-1/ASME FFS-1-2016、API 1104-2013 等国内外标准对环焊缝安全性评价的适用性,提出了基于应变的环焊缝安全性评价方法,讨论了裂纹尺寸、强度匹配系数等因素对环焊缝裂纹驱动力的影响。研究指出:明确环焊缝的载荷或位移是其安全性评价的前提,提高环焊缝的应变能力可以增强高钢级管道对于不良地质条件的适应性,建议开展环焊缝裂纹缺陷产生和扩展机制研究,并发展基于应变的断裂理论,优化环焊缝的强度匹配,定量环焊缝的应变能力与焊缝几何特性及力学性能参数的关系。(图9,表2,参33)
[PDF:2161KB]全文下载(26)次  [2020年06期]
尤泽广 张文伟 王成 傅伟庆
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针对中俄东线站场低温环境(-45 ℃)用X80 异径三通断裂控制问题,考虑三通的壁厚效应、结构的应力集中等影响,建立含缺陷X80 异径三通有限元模型,应用BS 7910-2019《金属结构裂纹验收评定方法指南》和API 579-1/ASME FFS-1-2016《合于使用》中的失效评定方法,计算X80 三通管体及焊缝的启裂韧性,通过断裂韧性与夏比冲击功关系式,确定了-45 ℃下X80 三通夏比冲击韧性指标。结果表明:三通焊缝断裂韧性应大于37.79 MPa·m1/2,夏比冲击功单个最低值不小于32.22 J;三通管体肩部内表面应力强度因子最大,其断裂韧性应大于42.46 MPa·m1/2,夏比冲击功单个最低值不小于38.85 J。结合国内外管件标准要求,确定了中俄东线天然气管道工程用直径1 422 mm×1 219 mm的X80 异径三通的低温韧性指标。(图5,表3,参19)
[PDF:2044KB]全文下载(24)次  [2020年06期]
李睿1,2 郑健峰2 富宽2 贾光明2 于智博2 潘飞2
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针对传统内检测器的技术缺陷及中俄东线天然气管道工程的实际需求,研制了一种适用于大口径管道投产前测径的新型高密度聚氨酯内检测器。安装在高密度聚氨酯泡沫主体的智能测径装置不但能够发现管道内径变化、记录变形位置,而且能够准确识别管道环焊缝数量,结合管道施工记录对环焊缝信息进行验证。论述了该检测器的工作原理、结构组成及电子系统的设计与实现,将其应用于中俄东线天然气管道工程的现场检测,结果表明:与传统皮碗式钢骨架智能测径器相比,该检测器所需运行推力更小,可支持的运行速度更高,结构更加鲁棒,维护简单,在保证检测精度与检出率的同时,可大幅降低使用成本,对于大口径管道几何变形检测具有重要的工程意义。(图7,参28)
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国丽萍 徐秋仿 刘扬
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早期含蜡原油的触变性模型均为黏塑性模型,未考虑黏弹性的贡献,管道停输再启动的数值模拟也未考虑黏弹性的影响。为此,利用机械比拟原理,依据含蜡原油的“黏弹-屈服-触变”特点,建立了包含9 个未知参数的黏弹-触变模型。利用两种物性不同的含蜡原油在凝点附近的剪切速率阶跃、剪切速率滞回环、恒剪切速率3 种典型加载模式下的实验数据对模型进行验证。结果表明:3 种测试的模型拟合值与实测值的平均相对偏差分别为4.6%、6.6%、4.2%,实现了用一个模型完整、准确地描述含蜡原油加载全过程的流变响应,为输油管道停输再启动过程的水力特性及管道安全运行提供了重要的基础资料。(图4,表2,参16)
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任魁杰1 孟良1 赵海宁2 王博弘3 鲁岑1 梁永图3
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为实现黄桥地区高含CO2 气井产出物高效回收及有效利用,采用热力学状态方程(PRSV 状态方程、WS 混合规则)和闪蒸计算理论对黄桥地区高含CO2 气井产出物进行相态计算,明确了黄桥地区高含CO2 井流的相图特征和CO2 对油气烃类体系相态的影响:含有CO2 的油气烃类体系p -T 相图的气液两相区面积随CO2 摩尔分数的增加而显著缩小。根据产出液的相态特征,制定了单井地面工艺处理流程,分析了该产出液处理工艺中关键设备(旋流分离器、CO2 压缩机)的操作参数:当前选取的操作参数均处于旋流分离器的可靠工作区域内(单相气区);整个CO2 压缩机工作压力和温度范围内无液相析出。经验证,制定的黄桥地区现有高含CO2 单井集输工艺流程和设备操作工况参数合理,能够实现对该地区高含CO2 井流中游离水和液态原油的有效脱除,可在该地区类似条件区块推广使用。(图4,表2,参21)
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张磊 胡谋鹏
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对于大断面地下水封石油洞库而言,洞室的断面形状对于洞室稳定性、耐久性及所储油品的密封性十分重要,但是各个巷道与储油洞室交错处的稳定性是整个洞库稳定性的薄弱环节,以辽宁某地下水封石油洞库工程为例,从围岩应力和位移的角度对水封洞库交叉处的稳定性进行FLAC3D 数值分析。分析了储油洞室与施工巷道、连接巷道、竖井交叉部位的力学行为,探明了洞室周边应力分布、变形特征以及结构空间受力特征,结果表明:交叉部位的应力集中均没有超出岩石的抗压强度,拉应力的大小和区域也满足要求。最后指出了模拟得到的薄弱部位,提出在设计中增加支护,在施工中加强监控及量测的建议。(图4,表2,参27)
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王元刚1 高寒2 薛雨1
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盐穴储气库由于其吞吐量大,注采灵活等优势受到越来越多的关注。大量腔体的完腔数据显示,盐穴储气库的完腔体积与初始设计体积存在一定差距,因此保证盐层利用率达到最大化尤为重要。结合金坛盐穴储气库水溶造腔实例,详细分析了井下异常情况以及地面临井的相互影响这两大因素在造腔过程中对腔体体积的影响,认为建槽期腔体直径、夹层的存在以及腔体偏溶、井眼轨迹偏离等因素对造腔有较大影响。提出造腔过程中应在建槽期充分扩容,制定有效的夹层处理方案并监控各动态参数,防止造腔过程中出现偏溶以及管柱脱落等异常情况,从而保证盐层利用率最大化。(图8,参24)
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沈月文 曲福俊 梁立东 潘国华
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在热油管道输送过程中,结蜡现象严重影响原油输送的经济性与安全性,合理制定热油管道清蜡周期是确保管道正常运行的关键。通过分析不同含蜡量、含胶量、含水率的原油结蜡强度随温度变化的规律,拟合出温度与结蜡强度抛物线的关系式,结合析蜡温度建立了热油管道结蜡强度通用抛物线数学模型和清蜡周期计算公式,可实现对不同含蜡量、含胶量、含水率、析蜡温度下热油管道清蜡周期的量化计算,进而为原油特性相近的热油管道制定合理的清蜡周期,确保输油管道正常运行。该方法在西吐孜科尔油田—库木克尔油田的热油管道进行了实例应用,合理调整了管道清管周期,管道运行安全可靠,为热油管道清蜡周期的确定提供了技术支持。(图3,表1,参22)
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王凯1 赵炳亮1 欧阳欣2 闫锋2 王玉彬2 王海峰3
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单流涡流管(Single-Circuit Vortex Tube,SCVT)加热器在天然气管道调压系统在线加热方面具有较大的安全与节能优势,其结构在传统涡流管(Ranque-Hilsch Vortex Tube,RHVT)基础上进行了改进。为了验证SCVT 的加热性能,搭建了环路测试试验系统,其具备试验工质的常温模拟与低温模拟功能。利用该系统开展了SCVT 在不同压力、压比、流量、温度及单双通道条件下的加热性能测试,结果表明:在试验测试的参数范围内,涡流管对高流速先导气的加热能力更强,相同条件下大压比、小压差、高进口温度有利于提高先导气的温度;靠近热端管末端的加热通道对先导气的温度提升能力优于靠近涡流室端的加热通道;不同通道先导气单独加热比同时加热的加热效果好;为了获得最佳加热性能,先导气宜从加热器两端的低温区流入,从中间的高温区流出。该试验结果可为涡流管加热技术更好地适应天然气管道系统的加热需要提供技术支持。(图9,参19)
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尤冬青1,2
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目前对SCADA 系统的研究多集中于工程应用、软件架构设计、通信协议的数据传输和处理,对大型油气管道SCADA 系统网络的研究与应用涉及较少,研究成果无法满足生产调度对业务数据网络传输的高质量、高可靠冗余要求。为此,设计了一种适用于大型SCADA 系统的高可靠冗余网络架构,其设计思想是分层的架构设计、各层设备冗余及各设备之间链路冗余。根据PVST+生成树、HSRP、EIGRP、BGP、路由映射表等协议的算法特点,在各层网络组合中使用上述协议,从而确保了油气管道生产业务数据网络传输连续不中断,实现了站场与调度控制中心之间的生产数据可以根据链路情况自动选择最佳路径进行传输,满足了油气管道调度运行对业务数据网络传输的要求。(图1,参20)
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张世斌1 贾立东1 魏义昕1 史威1 王健2
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为了保证输气管道站场SCADA 系统网络的本质安全及可靠运行,落实《中华人民共和国网络安全法》等法律法规要求,在输气管道SCADA 控制系统建设过程中,设计并实施了网络安全防护方案,从边界隔离、站场网络审计、防火墙阻断、网闸控制、态势感知平台综合分析等方面进行安全管控。利用相关设备的网络流量审计、隔离、分析功能,结合失陷分析、威胁情报分析、异常行为分析、未知威胁分析、网络异常分析、域名异常分析、攻击威胁特征分析、隐蔽通道分析以及丰富的整体安全分析报告功能,可有效检测外部攻击、外连威胁、内部非法连接、网络会话模式异常等安全威胁,是对传统安全防御系统的完善与提升。该策略为从站场到控制中心一体化的网络安全监控方案,系统采用独立网络传输,满足了不同系统之间数据通信的防护和监测要求,实现了跨国控制系统之间的访问控制,同时满足国家等保测评、网络安全法及行业安全规范的管理规定。(图3,参30)
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吕勃蓬 钟利军 夏庆春 朱金辉 殷康 艾纯喜 段麒麟 钟志刚
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西气东输管道干线截断阀的旁通管道节流阀、放空阀,站场ESD 放空管道放空阀,大量使用进口Serck Audco 压力平衡式旋塞阀。针对站场ESD 高压放空旋塞阀内漏故障频繁,常规处理效果不好的问题,分析了进口旋塞阀的密封及压力平衡结构特点,结合现场实践经验提出了注脂处理、解体维修、更换阀门、返厂维修等处理方法。旋塞阀频繁内漏的根本原因是旋塞表面本体磨损、划伤,导致密封失效。现场解体维修中,旋塞和阀体之间的间隙难以保证恢复至原始状态,旋塞经人工打磨很难达到原始匹配精度,多次解体后维修效果可能会更差,因此解体维修应谨慎开展。返厂维修消除了旋塞表面磨损、划伤,经现场试验验证可以解决阀门内漏问题,但国产旋塞阀及国内厂家维修后的进口旋塞阀均需增加旋塞大端泄压孔,才能消除旋塞自锁现象。大端泄压孔与介质流体直接接触,当阀门用于管道介质含杂质较多的工况时,不能避免杂质进入大端底部,旋塞阀的国产化研制应在这方面开展研究。(图4,参16)
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高振宇
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中国各省、各气源在全国天然气市场的中心度及重要性存在明显差异,为明确各省天然气市场的联系及各省、各气源的中心度及重要性,引入社会网络分析法(Social Network Analysis,SNA),对比分析了2005 年与2010—2018 年中国天然气市场中心度、派系、关联度的变化情况,中国天然气市场网络演变情况及中俄东线建成投产对中国天然气市场的影响,提出以下建议:增强除新疆、陕西以外省份天然气的增储上产,避免供应过于集中;加快天然气大型骨干管网和“互联互通”工程建设,增加东北、西北等地区市场联结程度;加强“北气南下”流向天然气管道的规划建设工作,增加华南、华中等地区在中国天然气网络中的重要性和联结性。分析结果可为未来中国天然气市场培育重点区域及长输管道建设重点区域的选择提供参考。(图2,表2,参20)
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朱亮
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目前,普遍采用公式法核算罐区VOCs 排放量,受核算参数取值的影响导致排放量结果差别较大,为了更准确地获得罐区VOCs 排放量,基于开放光路傅里叶变换红外光谱分析技术(Open PathFourier Transform Infrared Spectrometry,OP-FTIR)开展了罐区VOCs 排放监测技术研究。以某石化企业4 个储罐组成的独立罐区为研究对象,利用OP-FTIR 现场实测法连续采集了罐区四周、罐区空间共计7 条光路的VOCs 体积分数和气象数据,通过质量通量法计算了VOCs 排放量。结果表明:该罐区VOCs 排放的体积分数平均值为59.8×10-9,排放量为48.21 t/a(以8 760 h 计)。该技术为科学核算罐区VOCs 排放量提供了一种新方法。(图4,表1,参17)
[PDF:1389KB]全文下载(9)次  [2020年06期]
王宇楠 杨亮 宋华东 刘光恒 李上青 宋云鹏 徐春风 诸海博
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针对泡沫清管器在清管过程中不能准确判断管道变形,无法清除顽固残余物质,导致后期投放的检测仪器结果不准确,甚至堵塞管道等问题,设计了一种新型、低成本泡沫测径清管器,利用漏磁检测原理在泡沫清管器聚氨酯层中放置磁块,由霍尔元件测量管径变形时的磁场变化,即可得出残余物质的高度、外形等特征来进行预先测径。实现了在管道复杂工况中对管内结垢及变形情况的准确检测,避免了卡堵。以运行过程中的泡沫测径清管器为研究对象,通过ABAQUS 软件仿真模拟其遇到残余物质时的变形情况,结果表明:当发生一定变形时,泡沫测径清管器外层泡沫体密度越大,厚度越薄;内层泡沫体密度越小,厚度越厚,测量得到的位移变化量结果越准确。(图2,表4,参20)
[PDF:1365KB]全文下载(13)次  [2020年06期]
孙健飞1 罗佳2 梁永图1
[摘要]浏览(103)次
针对老油田开发后期旧区块井口加密和新区块新井接入导致的管网拓扑结构变化问题,建立了集输管网滚动开发的布局优化模型。模型考虑了管道水力和计量站计量能力的约束,以新建管道的总长度最短为目标函数,采用改良的Prime 算法对模型进行求解,实现了老油田滚动开发过程中的管网拓扑优化。以某老油田为例,对其滚动开发中管网连接结构进行计算,得到了优化后的集输管网拓扑结构、新建管道长度、新建计量站的位置及个数,并与文献的优化结果进行对比分析,验证了优化模型和算法的适用性和可靠性,可为老油田滚动开发过程中集输管网的设计提供相关指导。(图5,表1,参21)
[PDF:1652KB]全文下载(9)次  [2020年06期]

王新 王巨洪 王中华 周琰 王婷 智月荣 邵翰林

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长输天然气管道一旦泄漏会引发灾难性后果,必须及时发现并处理。为了研究光纤测温技术
在天然气管道泄漏监测应用中的可行性,进行了基于布里渊散射光时域分析(BOTDA)光纤测温技
术和Joule-Thomson 效应的天然气管道泄漏监测研究,并在中俄东线天然气管道现场进行实时温度
监测及定位测试。测试结果表明:基于BOTDA 的分布式光纤测温技术可以对天然气管道沿线温
度变化进行准确测量,而且能够准确定位该点所在位置,可为天然气管道的安全运行提供可靠的技
术支撑,具有较高的推广应用价值。
[PDF:5661KB]全文下载(55)次  [2020年06]

张磊 胡谋鹏

[摘要]浏览(198)次
对于大断面地下水封石油洞库而言,洞室的断面形状对于洞室稳定性、耐久性及所储油品
的密封性十分重要,但是各个巷道与储油洞室交错处的稳定性是整个洞库稳定性的薄弱环节,以
辽宁某地下水封石油洞库工程为例,从围岩应力和位移的角度对水封洞库交叉处的稳定性进行
FLAC3D 数值分析。分析了储油洞室与施工巷道、连接巷道、竖井交叉部位的力学行为,探明了洞
室周边应力分布、变形特征以及结构空间受力特征,结果表明:交叉部位的应力集中均没有超出岩
石的抗压强度,拉应力的大小和区域也满足要求。最后指出了模拟得到的薄弱部位,提出在设计中
增加支护,在施工中加强监控及量测的建议。
[PDF:7644KB]全文下载(62)次  [2020年06]

孙健飞 罗佳 梁永图

[摘要]浏览(189)次
针对老油田开发后期旧区块井口加密和新区块新井接入导致的管网拓扑结构变化问题,建立
了集输管网滚动开发的布局优化模型。模型考虑了管道水力和计量站计量能力的约束,以新建管道
的总长度最短为目标函数,采用改良的Prime 算法对模型进行求解,实现了老油田滚动开发过程中
管网拓扑优化。最后,对某老油田滚动开发中管网连接结构进行计算,得到了优化后的集输管网拓
扑结构、新建管道长度、新建计量站的位置及个数,并与文献的优化结果进行了对比分析,验证了模
型和算法的适用性和可靠性,可为老油田的滚动开发过程中的集输管网设计提供相关指导。
[PDF:5827KB]全文下载(46)次  [2020年06]

朱亮

[摘要]浏览(175)次
目前,普遍采用公式法核算罐区VOCs 排放量,受核算参数取值的影响导致排放量结果差别
较大,为了更准确地获得罐区VOCs 排放量,基于OP-FTIR 实测法开展了罐区VOCs 排放监测技术
研究。以某石化企业4 个储罐组成的独立罐区为研究对象,基于OP-FTIR 现场实测法连续采集了罐
区四周、罐区空间共计7 条光路的VOCs 体积分数和气象数据,通过质量通量法完成了VOCs 排放量
计算。结果表明:该罐区VOCs 排放的平均体积分数为59.8 nmol/mol,排放量为48.21 t/a(以8 760 h
计)。该技术为科学核算罐区VOCs 排放量提供了一种新方法。
[PDF:5781KB]全文下载(46)次  [2020年06]

高振宇

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针对中国各省、各气源在全国天然气市场的中心度及重要性存在明显差异,为明确各省天然气市场的联系及各省、各气源的重要性和中心度,引入社会网络分析法(Social Network Analysis,SNA),深入分析了2010—2018年(与2005年对比)中国天然气市场中心度、派系、关联度的变化情况,中国天然气市场网络演变情况及中俄东线建成投产对中国天然气市场的影响,提出以下建议:增强除新疆、陕西以外省份天然气的增储上产,避免供应过于集中;加快天然气大型骨干管网和“互联互通”工程建设,增加东北、西北等地区市场联结程度;加强“北气南下”流向的天然气管道规划建设工作,增加华南、华中等地区在中国天然气网络中的重要性和联结性。分析结果可为未来中国天然气市场培育重点区域及长输管道建设重点区域的选择提供参考。

[PDF:7184KB]全文下载(84)次  [2020年06]

吕勃蓬 钟利军 夏庆春 朱金辉 殷康 艾纯喜 段麒麟 钟志刚

[摘要]浏览(193)次
西气东输管道干线截断阀的旁通管道节流阀、放空阀,站场ESD 放空管道放空阀,大量使用
进口Serck Audco 压力平衡式旋塞阀。针对站场ESD 高压放空旋塞阀内漏故障频繁,常规处理效果
不好的问题。分析了进口旋塞阀的密封及压力平衡结构特点,结合现场实践经验提出了注脂处理、
解体维修、更换阀门、返厂维修等处理方法。旋塞阀频繁内漏的根本原因是旋塞表面本体磨损、划
伤,导致密封失效。现场解体维修中,旋塞和阀体之间的间隙难以保证恢复至原始状态,旋塞经人工
打磨很难达到原始匹配精度,多次解体后维修效果可能会更差,因此解体维修应谨慎开展。返厂维
修消除了旋塞表面磨损、划伤,经现场试验验证可以解决阀门内漏问题,但国产旋塞阀及国内厂家维
修后的进口旋塞阀均需增加旋塞大端泄压孔,才能消除旋塞自锁现象。大端泄压孔与介质流体直接
接触,当阀门用于管道介质含杂质较多的工况时,不能避免杂质进入大端底部,旋塞阀的国产化研制
应在这方面开展研究。
[PDF:6447KB]全文下载(72)次  [2020年06]
李睿 郑健峰 富宽 贾光明 于智博 潘飞
 
[摘要]浏览(194)次

针对传统内检测器的技术缺陷及中俄东线天然气管道工程的实际需求,研制了一种适用于大口径管道投产前测径的新型高密度聚氨酯内检测器。安装在高密度聚氨酯泡沫主体的智能测径装置不但能够发现管道内径变化、记录变形位置,而且能够准确识别管道环焊缝数量,结合管道施工记录对环焊缝信息进行验证。论述了该检测器的工作原理、结构组成及电子系统的设计与实现,将其应用于中俄东线天然气管道工程的现场检测,结果表明:与传统皮碗式钢骨架智能测径器相比,该检测器所需运行推力更小,可支持的运行速度更高,结构更加鲁棒,维护简单,在保证检测精度与检出率的同时,可大幅降低使用成本,对于大口径管道几何变形检测具有重要的工程意义。

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贾韶辉 张新建 李妍 徐杰

[摘要]浏览(226)次
油气管道全生命周期数据管理是油气管道全生命周期完整性管理的基础,从数据模型构建、
数字化移交标准、数字化移交接口开发、数据整合维护与分析应用几方面系统阐述了油气管道全生
命周期数据管理技术的研究发展现状。结合中俄东线天然气管道数据管理需求,从数据内容扩充、
数据组织结构优化两方面对 PIDM 数据模型进行优化升级,并在 PIDM 数据模型上增加了管道全
生命周期各阶段数据的关联规则。制订发布了 Q/SYGD 0503.4—2016《中俄东线天然气管道工程
技术规范》等系列标准,其中隐含了中俄东线天然气管道特有的业务要求和相应的数据规则。优化
了管道完整性管理系统 PIS 功能:后台服务端扩展了矢量切片、WFS、Web Scene 等先进 GIS 服务
功能;前端开发了自定义制图、多语言支持、本地数据展示、共享视图、卷帘、时间轴、事件编辑器等
丰富的数据展示、分析、维护功能。以上成果在中俄东线天然气管道北段的实践应用中,取得了较好
的效果。最后,提出了未来油气管道全生命周期数据管理急需解决的瓶颈问题。
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董红军

[摘要]浏览(217)次
针对“全国一张网”建设与发展需求,提出网格化管理目标:以安全、高效、高质量发展为核心,
突出“流程导向”与“精细化服务”理念,横向梳理集成生产作业活动,纵向压缩管理层级,构建信息
化支撑体系,寻求资源共享与业务协同优化方案。结合国外先进经验,提出将区域化管理成果作为
网格化管理解决方案的组成部分。区域化管理以网格化、扁平化、专业化为目标,以风险管控为核
心,以自动化、信息化、智能化为支撑,以标准化为抓手,以提升员工素质及能动性为根本,以闭环管
理及技术进步为提升手段。提出网格化管理实施设想:构建网格化+扁平化组织形态,搭建融合互
联的信息中枢系统,建立全面统一的标准体系,形成智能化技术支持与专业化运维保障体系,建设高
素质员工队伍。目前急需在“全国一张网”的高度上统筹制定科学的网格化管理实施方案,以期更
好服务于公司战略发展目标。
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冯耀荣 吉玲康 李为卫 刘迎来 霍春勇

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随着油气管道建设的快速发展,X80 管线钢及钢管得到了大规模应用。回顾了中国X80 高钢级
管线钢及钢管的研发应用历程与主要进展,指出了面临的挑战,提出了发展建议。经过近20 年的发
展,建成X80 油气输送管道约16 000 km,单管输气量达到380×108 m3/a,X80 管材生产及管道建设技术
进入国际领跑者行列。形成了X80 管线钢及钢管组织分析鉴别与评定、强度试验与屈强比控制、断裂
与变形控制等关键技术,以及X80 系列热轧板卷与大口径厚壁螺旋埋弧焊管制造技术、宽厚板与大口
径厚壁直缝埋弧焊管制造技术、大应变管线钢及钢管制造技术、感应加热弯管及管件设计与制造技术。
有力支撑了西气东输二线、中俄东线等重大管道工程建设。对于未来发展,提出如下建议:加强对制管
用板卷或钢板的可焊性评价与控制,深化现场焊接技术及质量性能控制研究,推进高钢级管线钢及钢
管在大输量管道建设中的应用,强化油气管道失效控制、完整性理论与技术的研究及应用。
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帅健 王旭 张银辉 武旭

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环焊缝是长输管道的重要组成部分,环焊缝失效是载荷、缺陷、局部断裂韧性、强度匹配、焊
缝几何结构及残余应力等因素相互作用所致,且高钢级管道焊接技术难度增大。基于此,分析了环
焊缝的载荷、缺陷及强度匹配特征,揭示了低匹配环焊缝或热影响区软化环焊缝的应变集中机理,
阐释了环焊缝的脆性断裂、屈服前净截面垮塌、屈服后净截面垮塌、母材颈缩 4 种失效模式,比较了
GB 19624、BS 7910、API 579、API 1104 等国内外标准对环焊缝安全性评价的适用性,提出了基于
应变的环焊缝安全性评价方法,讨论了裂纹尺寸、强度匹配系数等因素对环焊缝裂纹驱动力的影响。
研究指出:明确环焊缝的载荷或位移是其安全性评价的前提,提高环焊缝的应变能力可以增强高钢
级管道对于不良地质条件的适应性,建议开展环焊缝裂纹缺陷产生和扩展机制研究,并发展基于应
变的断裂理论,优化环焊缝的强度匹配,定量环焊缝的应变能力与焊缝几何特性及力学性能参数的
关系。
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封面 [0-0]
[摘要]浏览(34)次
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目录 [1-4]
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徐东1,2 唐国强1,3
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自“十二· 五”以来,储气库的投资建设与运营管理受到中国各级政府部门和相关企业的高度重视,近期储气库的投资建设获得飞速发展。在天然气产业发展及其体制机制改革的关键时期,对近年来中国出台的储气库相关政策法规、中国学者的研究成果予以梳理非常必要。根据中国“十二·五”以来地下储气库投资建设与运营管理的政策及其沿革,厘清了政策内容的时间序列逻辑。全面归纳了中国学者针对国内外地下储气库工作气量、运营模式、单位投资、运营成本、储气费定价、经济评价方法与参数的研究进展和主要成果。在中国天然气产业“三期叠加”的特殊发展时段,为进一步提高投资决策水平,激发投资建设地下储气库的动力,并提升储气库运营管理能力,提出了后续政策制定与研究咨询工作的主要方向。(表3,参34)
[PDF:1044KB]全文下载(8)次  [2020年05期]
冯庆善
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随着管道业务和技术的发展,长输管道、管道、管道系统等与管道相关的名称越来越多地出现在标准、法规、科技报告及论文中,普遍存在用词随意、定义不统一等现象,导致统计数据存在偏差,难以比对,标准法规用语混乱等。针对这一问题,对现行国内外标准、法规进行收集、梳理,在对比管道分类的基础上,分析了管道、管道系统、长输管道等名称的定义与涵盖范围,指出了这些名称的差异,提出了油气能源行业统一规范管道相关系列名称的定义及英文名称等建议。(图3,表2,参20)
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税碧垣 张栋 李莉 薛鲁宁 陈国群
[摘要]浏览(52)次
针对目前在智慧管网建设方面存在定义不清、认识不统一的问题,基于现有文献提出的智慧管网定义,从智慧系统感知、分析、决策、处置4 个环节应该具备的功能出发,给出了智慧管网定义:充分利用信息技术和人工智能技术,在尽可能减少管网运行中人的体力和脑力劳动的前提下,实现对管道状态的全面智能感知和自主分析计算,具备对管网运营各类生产需求和异常事件的自主决策和处置能力,能够对管网的安全和运行状态做出快速、灵活、准确的判断和响应,实现管网全生命周期安全环保水平最高和运营效益最优的目标。借鉴智能制造能力成熟度模型中智能维的5 要素及现有智慧管网研究成果,明确了智慧管网应具备的5 大特征为业务智能化、数据统一化、信息互通化、状态可视化及知识网络化,并以此为依据,提出了智慧管网的建设构想。(图2,参21)
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徐广丽1 刘新野2 蔡亮学1
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成品油管道低洼处积水引起的腐蚀产物经常会堵塞干线设备,利用油流剪切、冲刷低洼处积水进而将其排出管道是减少管道腐蚀、防止管道堵塞的有效方法。从试验研究、理论分析及数值模拟等方面,对成品油油流携水时积水流动特征、积水运动速度、积水可被携带的临界条件、临界条件的影响因素与规律等方面的研究进展进行了总结,分析了目前研究中存在的问题,并提出应在更大速度范围(0.57~1.53 m/s)内进行积水分布特征及积水运动速度的试验研究;此外,还应研究水相预润湿后的钢管转变为恒定油润湿时的临界条件。研究成果对排除管内积液、杂质有指导意义。(参28)
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孙健飞 李岩松 梁永图
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泄漏量是输气管道泄漏事故后果评价的重要依据。管道泄漏事故发生后,从泄漏处向管道的上下游传递减压波,管道内外巨大的压力差会产生焦耳-汤姆逊效应令气体温度下降,使气体中的重组分冷凝析出,而流量系数的不断变化导致管道内的流场计算更为困难。通过调研现有的输气管道泄漏速率模型,总结了目前泄漏速率模型的研究进展,并分析了各模型的局限性。管道泄漏速率模型多基于计算流体力学建立,其计算精度优于传统模型,但并不能耦合管道全线的水热力参数变化实时计算泄漏速率,因此开发可用于求解长距离输气管道泄漏模型的算法是未来重要的研究方向。(参41)
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伍星光 侯磊 吴守志 刘芳媛 伍壮
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隐患、未遂事故及无伤亡事故等异常事件是重大事故的早期预警和征兆,此类事件发生频率高,通过建立事故模型识别及纠正事件中的不安全因素能够有效预防重大事故发生。结合油库工艺特点和事故特征,对系统危害辨识、预测及预防(System Hazard Identification,Prediction andPrevention,SHIPP)模型改进,建立基于安全屏障的油库事故模型。采用故障树和事件树相结合的方式构建原因-后果关系模型,将故障树和事件树映射为贝叶斯网络以表征不确定性和条件依赖性。针对新的证据信息,通过贝叶斯网络更新机制实施概率更新;基于贝叶斯理论对现场异常事件数据进行经验学习,降低先验概率的不确定性,实现对油库事故的动态风险预测。对某油库算例分析结果表明,库区发生物质和能量释放的概率较大,整体安全性能趋于退化,应加强安全检查和隐患排查的力度。研究成果可为大型油库风险预测和事故预防提供科学指导和决策支持。(图12,表6,参37)
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单克1,2 帅健1 杨光2 孟伟2 张浩2
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为充分利用油气管道历史失效数据,减少失效概率评估过程中的主观性,提出油气管道基本失效概率的概念及评估方法。对美国管道及危险物品安全管理局数据库的油气管道里程数据、事故数据及失效因素数据进行全面分析,采用基于事故统计的方法评估油气管道基本失效概率。结果表明:美国危险液体管道、输气集气管道、配气管道发生一般事故的基本失效概率分别为1.29 次/(103 km·a)、2.17 次/(104 km·a) 及4.08 次/(105 km·a),发生较大事故的基本失效概率分别为4.58 次/(104 km·a)、1.41 次/(104 km·a) 及2.38 次/(105 km·a),发生重大事故的基本失效概率分别为9.09 次/(106 km·a)、9.79 次/(106 km·a) 及1.11 次/(105 km·a)。美国基本失效概率可作为油气管道失效概率评估的基准线,也可作为风险可接受标准的依据,但不能直接应用于中国管道风险评价,需对其进行修正,建立适用于中国管道的失效数据库。(图3,表2,参22)
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阙永彬
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管道内检测缺陷尺寸量化精度的可靠性直接影响着管道完整性评价结果,进而影响管道维修计划的制定及再检测时间的确定。将SY/T 6825—2011《管道内检测系统的鉴定》与API Std 1163-2013《内检测系统的鉴定标准》进行对比,厘清了可靠性与置信度的定义及关系,对中国管道内检测缺陷尺寸量化指标的基本概念进行了修正。结合API Std 1163-2013 相关规定,并基于Agresti-Coull 方法,建立了管道内检测缺陷尺寸量化精度的可靠性指标计算方法,给出了判断内检测服务商提供的管道内检测缺陷尺寸量化精度指标的可接受准则,为管道运营企业选择和验证内检测缺陷尺寸量化精度指标提供了依据。(表4,参25)
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王勇1 王力2 胡衡3 王苏雯1
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为了提高长输管道仿真精度和速率,基于MacCormack 格式基本原理和流动方程建立了长输液体管道水力瞬变流动仿真模型。以某管道为例,分别采用该仿真算法和特征线法模拟了阀门关闭和流量增加引起的瞬变流动,并探讨了MacCormack 格式中不同边界条件处理方法及Courant 常数值对模拟结果的影响。结果表明:MacCormack 格式可用于精确仿真长输管道瞬变流动过程,采用特征线法求解预估层边界参数后,其振荡幅度、收敛速度均优于特征线仿真方法;同时,采用特征线法处理MacCormack 格式边界条件较线性外插法更易收敛。研究成果可为长输管道瞬变流动仿真提供参考。(图8,表2,参22)
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闫亚敏1 董烈武2 任泽3 王剑波2 梁永图1
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中国成品油管道沿线各站场卸载油品的工艺模式大致分为连续分输、定流量分输、不定流量分输、自主计划4 种,各管道应用的软件都有工艺适应局限性。基于以上4 种卸载工艺,考虑水力、流量、物料平衡、批次注入、批次分输、批次运移等约束条件,建立通用成品油管道调度计划编制模型,开发了相应软件,并成功应用于某成品油管道。结果表明:该模型能够适应4 种卸载工艺条件,依据站场的注入计划和下载需求可自动求解出批次分输计划,从而制定出符合管道配置,且与用户实际需求偏差最小的调度计划。与现场数据进行对比,偏差在7.3‰以内,验证了模型的准确性和软件的通用性,可为中国成品油管道调度提供参考。(图5,表13,参19)
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赵国辉1 王岳2 杨全博1 夏秀占3 王潇潇1
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为了满足中国和俄罗斯双方对中俄东线天然气管道工程管输天然气的贸易需求,有效模拟管道过境段贸易交接点的管道特性参数及其变化趋势,实现日平均交接点压力及日最低交接点压力的计算与判定功能,根据两国协议拟定的水力、热力计算基本公式及气体状态方程,建立数学模型,利用牛顿迭代法对管道粗糙度及环境换热系数进行自适应校正,中国研发了具有自主知识产权的交接点压力与温度仿真计算软件。将软件仿真结果与俄罗斯软件仿真结果进行对比,结果表明:软件计算精度满足中俄东线天然气管道工程相关协议要求,证明了软件计算结果的可靠性,因而实现了中俄东线天然气管道工程贸易交接点工艺参数的仿真计算,可对中俄东线的天然气贸易交接进行监督与管控。(图3,表1,参21)
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黄恩涛1 王猛2 张晏博1 王春明1 刘超2
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中俄东线天然气管道工程唐山压气站在投产前对3# 电动机进行空载调试的过程中,当电动机运行至3 120 r/min 时,励磁机端振幅快速上升并导致停机。为了解决这一问题,采用振动分析系统对励磁机端的振动图谱进行分析,判断故障原因为:励磁机端轴瓦负荷过高,导致励磁机转子局部负荷过高或局部摩擦,引起转子热弯,产生新的不平衡量而导致停机。拆卸轴瓦可见局部摩擦痕迹,验证了上述分析结果的正确性。通过调节励磁机端轴承底座高度,降低轴瓦负荷,消除了励磁机端振幅快速上升的现象,采用矢量图法对励磁机端进行平衡优化,使励磁机端振动满足API 546-2008《无刷同步电机· 500 kVA 及更高电压》的规定。采用该方法解决了唐山压气站3# 电动机励磁机端振动过高的问题,为中俄东线天然气管道安全生产提供了保障。(图6,表1,参22)
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董红军1 马云宾2
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随着智能管道建设与区域化管理的推进,对输油气站场的智能化提出了更高要求。针对目前输油气站场以人工巡检为主,各监控系统相互独立的问题,设计了输油气站场智能巡检系统。通过三维建模技术,建立站场实景三维模型,将站场的视频实时监控画面拼接融合至三维模型,实现对站场全景的一张图管理。梳理站场巡检需求,开发视频智能识别算法,实现对站场不安全事件的智能识别;设置巡检路线制定、历史视频回溯等模块,实现对站场全景的自动巡检。将该系统应用于中俄东线天然气管道工程黑河首站,测试效果表明:该系统可根据巡检路线自动巡检,对典型威胁事件智能识别并报警,其应用提升了站场的智能化水平,为智能管道建设提供了技术支持。(图5,表1,参28)
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李振北1 白港生1 党娜2 杨静1 于超1
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可变径油气管道检测器是一种可以同时对一个发、收球站间距内的不同口径管道进行在役检测的管道检测设备,其优点是通过能力强、适用范围广、经济性好。通过对实现变径检测的可变径皮碗的结构设计及密封性能进行研究,提出一套适用于油气介质的40~48 in(1 in=25.4 mm)可变径皮碗结构。利用有限元仿真分析、可变径管道检测器牵拉、气体密封驱动测试方法,验证了可变径皮碗结构方案的合理性和可行性。通过现场工业应用,证明可变径皮碗结构设计及密封性能均满足设计指标和现场应用要求。打破了国外长期对可变径清管与检测技术的垄断,为中国自主研发可变径清管及检测装备早日实现系列化工业现场应用奠定了坚实的技术基础。(图7,表2,参20)
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赵小兵1 康正凌1 祝文倩2 李江江1 虞鹏程1
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风浪流联合作用下漂浮软管的运动状态与受力情况非常复杂,为此采用AQWA 与OrcaFlex联合仿真的方法对海上漂浮软管输油系统进行动态仿真分析。通过建立数值模型,利用AQWA 软件对油船进行频域分析,再利用OrcaFlex 软件对漂浮软管、油船、浮筒、系泊缆之间的耦合运动进行时域分析。结果表明:风浪流对漂浮软管所受张力影响呈非线性增长,漂浮软管输油系统张力最大点在软管两端位置,通过设置沿线系固锚可以明显降低软管所受张力,减少漂移量。采用该方法和模型对输送距离为1 100 m 的海上漂浮软管输油系统进行分析,得出最优软管长度为1 300 m,无沿线系固时软管漂移量约为300 m,可以满足4 级海况下的安全要求。研究成果对于此类海上漂浮软管输油系统的动态仿真分析具有借鉴意义。(图4,表6,参20)
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高博 吴尚华 杨志勋 卢青针 阎军 岳前进
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柔性管道在安装过程中会受到张紧器等安装设备的夹持作用,夹持力过小会引起管道外护套层滑脱,夹持力过大则会导致管道的径向挤压破坏。为预测柔性管道抗径向挤压能力,建立了柔性管道完整截面的三维有限元模型。对管道承受外压的骨架层结构进行径向挤压模拟,发现骨架层结构在加载过程中逐渐演变为含有4 个塑性铰的活动机构,且在垂直于挤压方向的结构区域发生屈服时,结构的抗压刚度瞬间下降。对柔性管道不同结构层结构的抗压能力进一步分析,发现骨架层承压占比仅为整个结构的39.01%,安装过程中的抗挤压能力分析若仅考虑骨架层则过于保守。研究成果可为柔性管道抗压能力的预测提供参考。(图8,表3,参20)
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寇福凯1,2 王腾1
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由于复合材料几何复杂性与层间接触的影响,海洋软管轴向压缩破坏的数值计算极为复杂、耗时。在此提出了海洋软管轴向压缩破坏简化模型,在等效刚度的前提下,将8 层的管截面简化为5 层。通过刚度校核和实验对比验证了简化方法的合理性与实用性,且基于简化模型研究了软管轴向压缩破坏响应。该简化模型改善了非线性分析的收敛性,提高了计算效率。结果表明:当抗磨层和外保护层达到材料屈服强度时,内外抗拉铠装层迅速径向膨胀出现分离间隙;当抗磨层和外保护层达到材料极限强度时,抗磨层和外保护层发生破坏,内外抗拉铠装层出现最大分离间隙,软管失去轴向抗压缩能力。该简化模型可模拟海洋软管轴向压缩破坏,可为海洋软管的设计与安装提供技术支撑。(图12,表3,参20)
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吴长春 左丽丽
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智慧管道是覆盖油气长输管道全生命周期的综合管理系统,是SCADA 系统、电子管道、数字管道、智能管道在物联网、云计算、人工智能时代的延续和发展。剖析了油气管道行业智慧管道的内涵与外延,梳理了智慧管道技术发展的历史脉络,揭示了数字孪生体技术的实质与应用现状,在此基础上,建议中国智慧管道建设宜坚持需求驱动、问题导向、突出重点、体现特色、开放融合、数据共享、滚动发展、持续改进的原则,以期为中国智慧管道的健康持续发展提供参考。(参24)
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蒲明 李育天 孙骥姝
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中俄东线天然气管道工程是“一带一路”倡议下中俄两国深化合作的成功典范,作为跨境输气管道的代表性项目,前期工作特征与经验具有重要的参考借鉴价值。阐述了中俄东线天然气管道工程项目的背景与意义,梳理了其商业谈判、预可行性研究、可行性研究、项目申请报告编制及核准等前期工作,介绍了针对中俄东线天然气管道工程复杂技术经济工况的专题研究过程,总结了中俄东线天然气管道工程前期工作的创新成果。研究表明:中俄东线天然气管道工程这类大型跨境能源管道项目,其前期工作涉及外交、商业、技术、经济等多层次问题,需要投入更多的人力、研究资源及更充裕的时间,以保障项目的顺利实施。(图1,参25)
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赵国辉
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长输油气管道的自动化控制水平直接关系着其生产运行安全与效率,中俄东线天然气管道工程通过创新实践开启了中国长输油气管道自动化控制技术的新篇章。以自动化控制系统的技术特点为主线,以具有代表性的油气长输管道控制系统为依托,回顾了中国长输油气管道控制系统关键技术的发展历程,介绍了长输油气管道自动化控制技术发展现状,并结合智慧化管道建设,展望了长输油气管道自动化控制技术的发展前景。中俄东线天然气管道工程北段各项设计指标均处于全球领先水平,从SCADA系统组成、结构、功能等的创新成果来看,其自动化控制系统代表了目前中国长输油气管道自动化控制技术的最高水平。(图8,参17)
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马云宾1 董红军2 孙万磊2 张洪2 王春清3
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随着新冠肺炎疫情的发生,交通管制、设卡布控等防控措施相继实施,为管道线路的日常巡检带来挑战。针对疫情防控下管道巡线人员无法到现场开展巡护的问题,分析现有管道线路感知技术的不足,创建了天空地一体化管道线路智能感知技术体系。根据全面感知、无人感知、实时精准感知、全生命周期感知的感知原则,制定了人工智能技术与管道感知技术相融合的技术路线,设计了天上管道卫星遥感影像智能解译方法、空中基于自动机场的无人机智能巡检方法、地面管道重点区域智能视频方法及地下光纤综合智能感知方法,并对基于自动机场的无人机智能巡检技术开展了现场应用。结果表明:基于自动机场的无人机智能巡检系统可在无人参与的情况下,实现自动起飞、降落、充电等操作,按照设定的巡检路径、巡检时间进行作业,并可智能识别机械挖掘、人员聚集等威胁事件。新冠肺炎疫情期间,无人机连续飞行80 余架次,识别威胁事件20 余次,为管道巡检人员掌握管道安全状态提供了强有力的技术支持。(图5,参26)
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杨专钊1,2 李安强2 魏亚秋2
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针对目前双金属复合管产品及相关检验试验标准研究方面的不足,介绍了国内外双金属复合管相关标准的发展历程及现行标准的制修订情况,对比分析了国内外双金属复合管标准的主要条款。结果表明:目前国外双金属复合管标准主要以API SPEC 5LD《内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管规范》系列标准为主,其经过4 次修订而成;中国双金属复合管标准以API SPEC 5LD 为基础,通过等同采用和修改采用,升级为第3 版的SY/T 6623—2018《内覆或衬里耐腐蚀合金复合钢管规范》;国内外双金属复合管标准存在对机械复合管塌陷试验、紧密度试验、弯曲试验指标的规定不明确,冶金和机械复合管工厂焊接及施工焊接工艺评定项目未规范等问题。未来,双金属复合管标准尚需结合制造、检验、工程应用等技术需求来进行完善。(参22)
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张足斌1 张淑丽1 潘俐敏1 王婷婷1 李波2
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基于可靠性的设计与评价方法是天然气管道评价技术的发展方向,对管道剩余强度评价方法进行适用性分析具有重要意义。介绍了ASME B31G 准则、修正的ASME B31G/RSTRENG 0.85Ld法、C-Fer 法、DNV-RP-F101 规范、美国Battle 实验室开发的PCORRC 法等腐蚀缺陷管道剩余强度评价方法,并利用收集的管道试验数据对5 种方法进行适应性分析。基于Monte Carlo 模拟方法,计算得出多个参数的影响规律,并利用实际检测数据对在役腐蚀缺陷集输管道进行可靠性评价和剩余寿命的预测。研究表明:在评价对象一致的情况下,5 种方法均具有一定的保守性,但在对中低级钢缺陷管道的剩余强度评价中,使用DNV-RP-F101 规范更为准确,其操作方便、可靠性高,具有较高的工程应用价值。(图3,表7,参27)
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郭欣 康习锋
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油罐火灾蔓延的主要因素是油罐热辐射,在着火罐火焰热辐射作用下,邻近罐极易被引燃,造成整个罐区大面积起火。为了研究邻近罐罐壁热辐射分布规律,建立了油罐燃烧对邻近罐热辐射影响的小尺寸实验装置,开展了火灾环境下邻近罐壁热辐射分布的实验研究。结果表明:在火灾环境下,邻近罐正对着火罐方向的罐壁受辐射作用最大,热辐射从罐顶到罐底逐渐降低、从中心向两边呈轴对称降低;随着L /D(L 为相邻两个油罐的距离,D 为油罐的直径)增大,邻近罐热辐射下降。实验数据为火灾环境下邻近罐的热辐射研究提供了参考,对防止邻近罐被引燃,做好油罐区火灾爆炸事故的预防具有重大意义。(图5,表1,参24)
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邱睿1 梁永图1 段志刚2 王凯琪3 周星远1 冯跃跃1 张浩然1
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随着人们环保意识与政策要求的不断加强以及对石油需求的不断增加,大力发展煤制油技术对保障中国能源安全、调整优化能源结构具有重要意义。以煤制油炼厂为主体,考虑炼厂建设、采购、生产、运输、销售过程及煤炭产地供应与市场需求等相关约束条件,以煤制油炼厂收益最大为目标函数,建立煤制油供应链的混合整数线性规划优化模型,并采用基于分支定界法的大规模数学规划求解器(Gurobi)进行求解。研究成果成功应用于中国某地区煤制油炼厂,对煤制油供应链的建设具有较强的指导意义,一定程度上降低了资源消耗,提升了供应链收益,实现了整个供应链的高效运作。(图2,表4,参25)
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陈舒炯1 吕宇玲1 李红强2
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为实现“接转站—联合站—联合站—首站”四级布站的集输系统更安全、经济运行,以胜利油田某集输系统为研究对象,在工艺流程一定的情况下,考虑水力、热力等约束,建立基于联合站处理效果的集输系统整体运行参数优化模型,并采用随机试验法对模型进行求解。结果表明:在满足外输原油含水率、污水含油量的前提下,与优化前相比,优化后的集输系统节约成本1 771 元/d、总能耗降低8.3%、集输系统效率提高4%,优化效果显著。研究成果可为油田集输系统的实际生产运行提供理论指导,降低生产能耗。(图3,表4,参23)
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黄维秋 陈风 吕成 张高 黄风雨

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研究内浮顶罐油气泄漏扩散规律,对于加强环境污染控制、保障罐区安全具有重要意义。建立风洞实验平台,测试小型内浮顶罐风速及浮盘位置对蒸发损耗速率的影响,并考察了风场、浓度场分布规律。基于CFD 数值模拟,使用UDF 导入环境风,建立了内浮顶罐油气泄漏扩散的数值模型,并通过风洞实验数据验证其模拟的可行性。重点讨论了内浮顶罐外风场及风压分布规律、风速对内浮顶罐油气流场分布及油气扩散浓度的影响。结果表明:浮盘位置越低、风速越大,蒸发速率越快;罐壁的静压力分布规律为迎风侧最大、背风侧居中、罐两侧最小;不同风速下,罐内油气分布整体呈现对称状态;风速越小,油气质量浓度越高,浮盘缝隙处的油气质量浓度最高,并存在安全和环境污染隐患。研究成果对于内浮顶罐设计及运行维护、环保安全管理具有参考价值。(图13,参27)

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蔡永军1 杨士梅2 李妍3 任恺3 蔡文超2 赵迎波2 白路遥1
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利用通信光纤感知管道沿线的振动、应变、温度,实现管道沿线威胁事件的监测与定位是国内外研究的热点,但将3 种感知数据融合应用仍然处于探索阶段。基于光纤传感原理,提出了管道伴行光缆振动、应变、温度联合监测的方法:利用振动数据进行长度对齐、第三方活动监测,应变数据进行侧向位移监测,温度数据进行泄漏监测等运行异常分析,多维监测数据经过空间长度对准、时间对齐后进行联合分析、交互验证,能够进一步降低误报率。3 种感知数据的融合应用能够实现管道复杂环境的线路状态感知,可为管道安全运行提供决策支持。(图9,参22)
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赵君1 刘春亮2 徐华天1 刘国豪1 杨淼3 张一峰3 王建伟3
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试片断电法是一种评价埋地管道阴极保护有效性的快捷方式。随着管道阴极保护日常管理对管道断电电位测试需求的增加,中国正逐步实施试片断电法,但是试片断电法的使用还存在诸多不确定因素,如试片的极化稳定时间、试片面积及形状的选择等。通过现场试片极化试验,研究了试片断电电位的测量方法和影响因素。结果表明:面积不同的试片极化15 min 后,趋于稳定的断电电位也不同,试片面积越小,电位越负;长方形试片较圆形试片的电位偏负一些;埋深较深的试片较埋深浅的试片断电电位偏负,但差别不大。最后对试片断电法在实际工程中的应用提出了建议。(图3,表2,参20)
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高乐 丁雨
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中俄东线天然气管道作为一条大规模跨国输气管道,其贸易计量站的技术与管理水平,将直接影响中俄双方的经济利益。中俄东线天然气贸易计量由3 套计量系统组成,其中主计量系统与核查计量系统安装在俄罗斯布拉格维申斯克计量站,比对计量系统安装在中国黑河计量站,俄罗斯两套计量系统的运行参数均实时传输至黑河计量站,使其能够对境内外3 套计量系统进行全方位监控,通过对比3 套系统的计量结果,最终确定贸易结算气量。根据中俄两国签订的《天然气计量协议》中对气体质量参数的规定,在两国计量站均配置了气质分析设备,且俄罗斯计量站所有气质分析设备的检测结果均实时传输至黑河计量站。通过对黑河计量站实行智慧化建设,不但降低了计量站站控系统调试对计量系统的影响,而且实现了远程诊断及流程切换的智能化。基于计量站运行现状,提出如下建议:①在运行过程中增加对自动化逻辑的测试,并联合自动化专业公司对系统的使用情况进行试验测试,以达到简化控制逻辑、提高系统稳定性的目的;②加大对技术人员的培训与考核,以提高计量站的运行管理水平。(图2,表4,参22)
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刘全利1 苗绘2 吕新昱1 周广言1
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为了有效控制管道环焊缝的焊接质量,并满足智慧管道的建设需要,在中俄东线天然气管道工程中采用X 射线数字成像(Digital Radiography,DR)检测设备进行环焊缝焊接质量的检测。管道DR 设备主要由带X 射线机的爬行器、探测器、计算机、检查软件、检测工装等组成,其可靠性直接关系到管道环焊缝的检测质量。目前国内外仅针对DR 设备各个组成部分提出了相应的技术指标,尚无针对整套设备系统的校验方法及校验标准,故研究制定了中俄东线DR 设备校验程序,主要校验内容除相关标准规定的探测器坏像素、基本空间分辨率、最小许可灰度幅值、对比度灵敏度外,还增加了DR 设备成像均匀度、缺陷检出率及可靠性测试,为中俄东线天然气管道工程高质量建设提供了技术保障。(图8,表1,参22)
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王茀玺1,2 李晓平1 陈新果1 王玮1 宫敬1
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压缩机运行特性与原厂测试特性存在差异,为了指导压缩机的安全稳定运行,结合压缩机特性计算方法与部分实际特性,建立了基于深度学习网络的压缩机实际能头特性预测模型。将大量不同工况下的压缩机实际能头数据作为深度学习网络的训练样本,在训练完成后利用未训练样本对模型精度进行了检验,得到最大相对误差为2.60%、最小相对误差为0.32%、平均相对误差为0.78%。由深度学习网络所绘制的能头曲线与实际的能头曲线有着良好的一致性。深度学习网络模型改进了传统神经网络的缺陷,具有良好的预测精度与泛化计算能力,为压缩机性能的评估与预测提供了新方法。(图5,表2,参28)
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王泽武 王培鑫 赵健 范海贵
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海底管道在制造、敷设及运行过程中不可避免地会产生局部或整体初始几何缺陷。为了研究海床表面敷设的含缺陷管道横向屈曲行为,建立了含5 种初始几何缺陷管道的横向热屈曲非线性数值计算模型,并验证了有限元模型的准确性,重点分析了缺陷类型、不直度对管道横向屈曲行为的影响。结果表明:横向屈曲变形是海底管道安全运行的一个重要威胁,不直度越大,临界温升越小,管道越容易发生横向热屈曲;在不直度相同的条件下,管道初始几何缺陷中心处曲率绝对值越小,抗横向热屈曲能力越强。基于无量纲分析法,提出了适用于含多种通用的初始几何缺陷海底管道的临界温升计算一般表达式,以期为海底管道抗热屈曲工程设计提供参考。(图10,表1,参23)
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耿凯月1,2 陈国明1 李新宏1 朱红卫1 刘长鑫1
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海底油气管道作为海上油气田生产系统的重要组成部分,其设计、施工、运行及弃置等各阶段均存在诸多风险。为了降低海底管道全寿命周期内各类风险,减少海底油气管道事故,围绕海底油气管道全寿命周期管理过程开展风险评估,建立了海底油气管道全寿命周期风险评估体系;根据海底油气管道的时间属性,将海底油气管道全寿命周期划分为6 个寿命阶段;依据空间属性,采用递进细分原则,对海底油气管道进行分段,梳理不同阶段影响管道安全的制约因素,并对风险制约因素进行权重赋值,建立了管道失效可能性评分模型与失效后果评估模型,得出了风险值;根据风险值确定管道风险等级,再依据风险等级对危险管段实施管控,有效提升了管道全寿命周期内的风险控制水平,为海底油气管道全寿命风险管理提供了参考。(图2,表4,参22)
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董绍华
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近年来,管道完整性管理逐渐成为全球管道行业预防事故发生、实现事前预控的重要手段。阐述了中国油气管道完整性管理20 年发展历程,形成了“三个一”技术群,即一套技术体系、一套标准体系、一套系统支持平台,覆盖管道线路、管输场站、储气库及系统平台等多个领域:在管道线路完整性方面,形成本体安全保障、风险评估与控制、输送介质安全保障、抢维修及应急保障等技术群;在场站完整性管理方面,形成站场工艺设施检测与评估、压缩机组诊断评估、定量风险评估、安全等级评估、设施完整性评价等技术群;在储气库方面,形成地下储气库风险控制、储气库建库及运行安全技术群;在完整性系统平台方面,形成基于业务多源数据的管道应急决策GIS 系统,智能管网已在中俄东线初步建成。由此分析了中国管道完整性管理当前存在的问题及未来的发展趋势,提出中国管道完整性管理的发展目标是基于全生命周期智慧管网的完整性风险管控,而中国管道完整性技术发展的新方向则涵盖智能化数据采集、风险精准识别、系统自适应反馈、高精度完整性检测评价等。(图1,参140)
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李玉坤1 李玉星1 张玉1 刘鹏1 于文广2
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中俄东线天然气管道具有超大口径、高钢级(X80)、高压力等级的特点,处于地质活跃的北部冻土与半冻土带,沿线易发生地质灾害,由此而来的非设计载荷会导致管道整体应力水平超过管道应变能力,给管道结构完整性与安全运行带来巨大挑战,采用高精度检测方法测量管道运行期间的应力是对管道进行安全评价的关键。针对中俄东线天然气管道的实际服役状况,在利用超声LCR波检测管道应力理论及方法的基础上,测量了超声LCR 波在X80 钢弹性变形及塑性变形中的传播时间,探究了超声LCR 波在X80 钢弹性变形及塑性变形中的传播规律。在中俄东线天然气管道投产运行之初,形成可靠适用的管道应力测量工程应用技术,为其今后运维中的安全评估提供了技术储备。(图5,参19)
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万勇1 王宇2 杨勇3 戴永寿1
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目前,针对油气管道表面缺陷的识别尚无有效的识别方法。针对该问题,基于金属磁记忆技术,利用带圆孔腐蚀缺陷和直角弯应力集中缺陷的管道测试件获取磁记忆检测试验数据,建立了一种针对管道腐蚀缺陷和早期应力集中缺陷识别的多特征量统计识别方法。在实验室环境下,利用该方法对3 个测试件进行了缺陷类型识别;在油田现场环境下,分别对两条管道的缺陷类型进行了非盲测验证和盲测验证,识别正确率均达到80%以上,表明所建立的缺陷类型识别方法对于管道腐蚀缺陷和早期应力集中缺陷的识别是有效的,且识别率较高,可为该领域研究提供一定参考。(图5,表8,参24)
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郑倩 张宏 刘啸奔
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走滑断层是埋地管道常见的地质灾害。断层引发的地面位移往往使管道变形过大而失效,开展断层区管道可靠性分析对管道的安全评估具有重要意义。为此,基于非线性有限元软件ABAQUS建立穿越走滑断层的X80 钢管道有限元模型,计算管道几何尺寸、地表位移、内压以及土壤类型等多因素影响下管道的设计应变,形成工程中管道设计应变的有限元数据,基于该数据库创建了BP 双隐层神经网络的设计应变预测模型,建立了基于应变准则的极限状态方程,结合MC(Monte Carlo)法,开展了走滑断层区X80 管道的可靠性计算,并进行了管道可靠性的影响因素分析。BP-MC 方法计算结果准确,运行时间成本低,适用于断层作用下管道的可靠性分析。(图6,表3,参28)
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计喆1 何莎2 陈华燕1 曾祥国1
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由于天然气中存在的硫化氢等气体具有腐蚀性,因此储气井在建设和服役过程中,井管内表面容易在腐蚀和应力的双重作用下产生裂纹,最终导致井管破裂失效。建立储气井井管-水泥环-地层数值模型,采用传统基于工作应力的方法和基于断裂力学应力强度因子的方法分析了含裂纹储气井的剩余强度,得出不同条件下许可裂纹的尺寸。结果表明:基于断裂力学应力强度因子的分析方法可以更准确地判定危险点位置,能够有效排除CNG 储气井安全事故隐患。(图7,表1,参25)
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薛兴昌1 刘华平2 汪洋1 陈小双2 王扶辉1
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为了研究聚驱稠油采出液的停输再启动特性,采用水平环道装置开展试验,模拟聚驱稠油采出液管道的停输再启动过程,分析采出液管道再启动过程中压力和流量随时间的变化,探究含水率、聚合物、油温等因素对再启动压力的影响,并分析采出液的屈服特性。结果表明:再启动过程中,管内压力、流量受聚合物影响较小;管内压力迅速达到峰值,随着采出液开始流动,逐渐下降至平稳状态;管内流量变化规律与压力相似。含聚合物的采出液反相点为30%,不含聚合物的采出液为40%;含水率小于等于30%时,含聚合物采出液管道的再启动压力比不含聚合物的高,含水率大于等于50%时,结果相反。稠油采出液14~40 ℃时具有屈服值,屈服值随温度升高而减小;含水率超过反相点时没有明显的屈服特性。反相前,屈服值随含水率升高而增大,再启动难度随含水率的增高而增加;反相后,剪切应力随含水率的升高而减小,再启动难度随含水率的增高而降低,聚合物的影响不大。聚驱稠油采出液的停输再启动特性研究结果为油田集输管道的经济安全运行提供了参考。(图8,表1,参29)
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李光辉 严美容 李晓丹
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准确预测析蜡特征对于把握清防蜡时机尤为重要。在原油组分和组成分析的基础上制备了3 个系列的模拟原油,利用高温气相色谱分析了油样的组分及其对应蜡组分的碳数分布,并应用差示扫描量热法(DSC) 测量了模拟原油的析蜡点、析蜡高峰温度及平均放热焓等参数的变化规律。结果表明:胶质和沥青质质量分数增加对析蜡点和析蜡高峰温度影响较小;芳烃质量分数增加会显著降低析蜡点和析蜡高峰温度,但在一定质量分数下会造成沥青质析出;含蜡量增加会大幅提高析蜡点和析蜡高峰温度,不利于加热法解除近井蜡堵。试验结果有利于热力学预测高含蜡原油析蜡特征及指导油井清蜡。(图5,表1,参23)
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闫凤林 李建君 巴金红 张新悦 康延鹏
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刘庄储气库由枯竭油气藏改建而成,X 注采气井钻井时地层压力系数约0.4,钻井液极易侵入储层,封堵孔隙通道,造成储层污染,导致该井投产初期日注气能力远低于设计值,因此需要对该井进行酸化改造,解除污染。详细介绍了X 井酸化酸液体系及施工工艺,通过分析施工曲线、注气曲线、指示曲线及储层评价参数等指标对酸化效果进行综合评价,结果表明:X 井通过酸化改造后,注气能力大幅提高,基本与设计注气能力相符,达到了解除储层污染的目的。刘庄储气库X 注采气井酸化施工工艺及效果评价方法对类似储气库注采井具有一定的借鉴意义。(图3,参20)
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李荣光1 张巍1 赵振2 于憬2 汤斌3 孙旭2 邸曼丽2 王亚军2
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近年来因环焊缝开裂引起的高钢级管道失效事故频发,因此,高钢级管道环焊缝质量及缺陷修复问题备受关注。基于高钢级管道环焊缝缺陷类型,介绍了国内外高钢级管道修复标准对于环焊缝缺陷的推荐处理方法,系统梳理了现有焊接与非焊接修复技术的阶段性研究成果。在焊接修复技术方面,B 型套筒是修复高钢级管道环焊缝缺陷的首选修复技术,目前针对开式三通、护板及B 型套筒的水平直焊缝及环向角焊缝的全自动焊接技术已基本具备推广应用条件,将大幅提高焊接效率及焊接质量。非焊接修复技术主要有复合材料、环氧套筒及钢制内衬复合材料修复技术3 类,国外针对复合材料与钢制内衬复合材料修复X42 级管道环焊缝缺陷(50%未熔合)开展了系列验证试验,相比复合材料,钢制内衬复合材料修复效果更好;国内则针对经检测评价确定无需修复但存在缺陷的环焊缝采用钢质环氧套筒进行补强,并结合复合材料及环氧套筒修复技术,开发了复合钢制内衬修复技术。最后,针对高钢级管道环焊缝缺陷修复问题提出了解决思路及重点研究方向,以期为中俄东线天然气管道及类似高钢级管道环焊缝缺陷修复提供技术参考。(图2,表8,参22)
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禹胜阳 李兴涛 牛殿国
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原油动态计量系统在使用过程中需做定期检定,影响检定结果准确性的因素主要包括被测量原油的温度、压力、流量等,这些参数均已有量化指标,但作为体积管置换器的检定球,其使用管理尚缺乏可量化的管理指标。通过分析检定球材质性能变化、球体尺寸变化与流量计检定结果之间的关系,发现当检定球硬度、过盈量发生阶跃式变化前,流量计的重复性总体保持平稳;在其发生阶跃式变化后,流量计的重复性持续增大,可能导致流量计检定通过率降低。提出将检定球的硬度和过盈量作为管理指标,并减少与某些化学药剂的接触,以期为提高流量计检定通过率、延长检定球使用寿命提供参考。(图4,表2,参22)
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杨兆铭 何利民 田洋阳 罗小明
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针对特高含水时期中国油田在稠油集输方面面临的挑战,构建了低剪切强度的旋流场,利用柱状旋流分离器进行油水预分离,同时采用数值模拟的方法进行研究。选择混合模型与RNG k -ε 模型对稠油的旋流分离特性进行数值模拟,分析稠油的分散相粒径、油品黏度、密度、底流比及入口流速等参数对柱状旋流分离器底流口含油率和压降的影响。结果表明:稠油在柱状旋流器内的分离特性与其他油品不同,其分散相粒径对底流口含油率影响显著,但对压降影响不大;油品密度、黏度对底流口含油率存在不同影响,并在所选黏度的研究范围内存在最佳分离黏度区(750~830 mPa · s);入口流速增大,底流口含油率降低;底流比对压降的影响并不显著,模拟结果与已有实验结果具有一致性。(图9,表1,参24)
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杨云兰1 李文勇1 丛川波2 赵龙1 邹峰1 李猛1 冯艳丽1 邸晓峰1
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为了满足能源战略的需要,在中俄东线天然气管道工程中采用大口径(外径1 422 mm)、高压力(12 MPa)、高钢级(X80)管道进行超大输量天然气输送。随着管径、输送压力、钢级、设计系数的不断提高及环境温度的降低,管道整体式绝缘接头的设计制造难点成为研究重点。为此,通过对外径1 422 mm X80 管道整体式绝缘接头的研制、高寒地区整体式绝缘接头关键技术的研究及大型水压+弯矩试验装置建造等技术创新,填补了国内空白,形成了外径1 422 mm X80 管道低温整体式绝缘接头设计与制造成套技术与装备,对中俄东线天然气管道工程建设具有重要意义。(图5,表3,参20)
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单彤文 陈团海 张超 彭延建
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为了确保LNG 储罐运行期间的安全性,对爆炸荷载作用下LNG 全容罐结构安全性优化进行研究。建立了考虑储罐内液体晃动的储罐爆炸分析有限元模型,采用冲击和对流弹簧-质点模型模拟LNG 的晃动形态;对储罐进行时程分析,确定储罐结构的动态响应;采用M-N 曲线对储罐安全性进行分析,并对不满足安全性要求的情况提出解决方案,对LNG 全容罐抗爆能力进行优化设计。研究结果表明:在爆炸荷载作用下,LNG 全容罐结构响应呈周期性衰减趋势,爆炸主要影响区域位于储罐穹顶与外墙连接处,且对环向安全性的影响大于径向;降低爆炸荷载峰值压力和增加构件配筋,均能有效提高LNG 全容罐的安全性。(图12,表2,参20)
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寇宝庆 周文波 赵振兴 鲍迪 刘翥
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中俄东线天然气管道黑龙江盾构穿越工程需要在竖井内安装直径1 422 mm、壁厚39 mm、曲率半径为5 倍直径的热煨弯管,但在竖井内无法采用分段焊接安装的常规方法。基于此,设计了针对盾构竖井内安装大口径管道的技术方案。该方案在地面对盾构竖井内的热煨弯管和直管采用自动化焊接工艺形成一个大S 弯管,再采用“穿洞法”吊装安装就位。所有焊缝经外观检查合格,并采用射线检验和超声波检验,16 道口无损检测均满足中俄两国标准的要求,全部合格。该技术的成功应用实现了竖井内大口径管道和弯管一次吊装就位,解决了狭小空间无法使用全自动焊接的安装技术难题,可为今后此类盾构、顶管竖井内安装大口径管道提供参考。(图7,表1,参20)
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尤泽广 王成 傅伟庆 孙学军
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针对中俄东线站场低温环境用直径1 422 mm×1 219 mm 三通设计难题,通过国内外管件标准对标、类似工程调研等手段,从设计温度的确定、材料选择、结构尺寸设计、夏比冲击韧性的制定等方面进行全面研究,确定中俄东线站场管件最低设计温度为-45 ℃,三通材料选用X80;采用SY/T 0609—2016《优质钢制对焊管件规范》中的极限分析设计方法确定三通原始厚度为57 mm,三通支管端部到主管中心线长度为1 090 mm;夏比冲击试验温度确定为-45 ℃,三通焊缝及热影响区夏比冲击功均值不小于50 J,管体夏比冲击功均值不小于60 J。技术指标的确定为中俄东线站场低温环境用三通制造技术条件的制定提供了依据,新产品的设计制造能力达到了世界先进水平。(图1,表4,参26)
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冯胜1 马晓阳2 雷毅3 曹学文3 边江3
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超声波具有穿透力强、对材料层状剥离极为敏感等特点,在涂层缺陷检测中具有独特优势。为实现海底油气管道外涂层缺陷的快速准确检测,弥补现有油气管道涂层检测技术可靠性低、易受外界干扰、定位不准等缺点,提出了一种利用超声脉冲回波的管道涂层缺陷检测方法。通过ANSYS 建模仿真计算,对比完好涂层界面和缺陷涂层界面的反射回波衰减特性,经多次反射后回波的幅值呈现出明显的差异性,选取第5 次回波信号作为涂层缺陷的判断依据,再通过试验验证了模拟结果的可靠性。研究表明:该方法灵敏度高,能够准确检测出涂层缺陷,操作简便可靠,不受外界海底复杂环境的影响,满足连续检测的需要,可有效保障海底油气管道的安全高效运行。(图7,表1,参22)
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姜昌亮
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中俄东线天然气管道工程是重要的民生工程,是发展新时代中俄全面战略协作伙伴关系的重要成果,对于保障国家能源安全、优化能源消费结构、助力地区经济发展意义重大。中俄东线天然气管道工程的综合设计指标以及信息化、智能化水平全球领先,代表了当前油气管道建设运营的最高水平。管道建设过程中,面对冬季最低气温-40 ℃、夏季大面积沼泽湿地、社会依托差、有效工期紧等重重挑战,大力实施管理创新与技术革新,一方面,借助“互联网+”等手段,优化完善管理模式与运作机制,发挥党建引领作用,实现工期、质量、安全、环保、投资的全面受控;另一方面,以智能化为抓手,创新搭建“智能工地”,打造“智能管道样板工程”,实现核心技术与关键装备提档升级、全面国产化,有力保障了中俄东线天然气管道工程高质量建成、高水平投产。通过总结经验、梳理成果,为今后油气管道工程建设提供参考与指导。(图2,参34)
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宫敬1 徐波2 张微波3
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随着数字化、智能化等技术的发展,油气管道运行管理模式将发生根本性转变,形成以智能管道、智慧管网为核心的发展理念。从管道运行工艺角度对中国智能管道建设的基础及实现条件进行了分析:①从智能管道的定义、国内外智能管道的发展现状以及油气管道智能运行的物联网基础与技术准备3 个方面论述了智能管道建设的基础及所需实现的功能,指出智能管道在油气生产过程中的应用性是智能管道建设的核心问题;②探讨了天然气管网数据、建模及计算复杂性的根源,明确了智能管道、智慧管网的建设思路;③以中俄东线天然气管道为例,阐述了中俄东线智能运行的目标、基础以及工艺运行智能化组成的设想,其中工艺运行智能化组成包括管道工艺仿真系统建设、基于管道数据的数字孪生体构建以及综合运行调度和可靠性评价。最后,针对智能管道技术发展与应用面临的形势与挑战,给出几点认识及建议。(图6,参32)
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梁萌1,2 张燕云2 彭盈盈2 孙黎2 任重远2 张奇1 杨英3
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土库曼斯坦作为油气资源大国,天然气产业已成为其国民经济的支柱行业,然而受困于产能建设不足及出口通道受阻,土库曼斯坦天然气出口表现出增长乏力的态势。目前,土库曼斯坦已形成北通俄罗斯、南达伊朗、东至中国的天然气出口通道布局,但受地缘政治及经济利益影响,其天然气主力买家仅剩中国。为了摆脱天然气出口困境,土库曼斯坦积极推行天然气出口多元化:一方面拓展新的出口通道,集中推进通往南亚的TAPI 项目的落实,同时与各相关方磋商跨里海天然气管道项目;另一方面,充分提升本国天然气的资源化利用,大力发展天然气化工与发电,将现有天然气资源转化为高附加值的产品并出口。土库曼斯坦作为中国进口天然气的主力来源,在中国进口中亚天然气中的地位不可替代,夯实中土天然气贸易合同的履行,谨防土库曼斯坦在供气量上打折扣是当前中土两国关系中最为现实的课题;在将来可探索基于TAPI、IPI 项目,建立涵盖中国、伊朗、土库曼斯坦、阿塞拜疆、巴基斯坦、印度的中亚-南亚天然气大管网的可能性。(图4,表1,参19)
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刘胜利 梁永图 王逍
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输油管道一旦泄漏不但会造成直接经济损失,而且将对周围环境、沿线居民带来不利影响,掌握泄漏油品在周围环境中的渗流、地表扩散以及蒸发情况,对于开展管道应急处理和泄漏后果评价至关重要。结合陆上输油管道泄漏事故特点,从事故条件下的泄漏量、泄漏油品的流动扩散规律以及泄漏后果等方面入手,对成品油管道泄漏油品研究成果进行了归纳总结,同时为进一步研究泄漏油品在周围环境的扩散过程,预估泄漏后果并制定合理的应急处理方案提出了建议。(参110)
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张宏1 吴锴1 刘啸奔1 杨悦1 隋永莉2 张振永3
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鉴于高钢级管材的组织特征及焊缝失效对于管道安全的重要影响,管道环焊缝承载能力成为当前管道行业的研究热点,以中俄东线全自动焊口为研究对象,准确考虑环焊接头根焊、热影响区、母材、填充焊4 个区域材料本构关系的差异性,基于有限元方法建立了分析管道环焊接头应变能力的数值仿真模型。定量分析了母材屈强比、运行内压、载荷类型等组合工况下焊缝强度匹配系数等对管道环焊缝裂纹扩展驱动力的影响。采用静裂纹起裂的失效判定方法,以表观断裂韧性值为临界准则,结合中俄东线管材及环焊接头材料特性参数实际变化范围,计算了在设计工况范围内最不利条件下中俄东线环焊接头的应变能力。结果表明:提高焊缝区强度匹配能够有效减小接头的裂纹扩展驱动力,增加管道内压或提高母材屈强比会使相同强度匹配条件下的裂纹扩展驱动力更大,拉伸载荷下的裂纹扩展驱动力要大于弯曲载荷下的裂纹扩展驱动力。该方法既可以用于根据焊接接头性能要求指导焊接参数的确定,也可以用于在役管道含缺陷焊接接头的适用性评价。(图7,表2,参26)
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王巨洪 张世斌 王新 李荣光 王婷
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为了推动油气管道数据可视化及大数据分析技术发展,对中俄东线智能管道数据可视化建设成果进行了总结。从数据可视化角度,论述了中俄东线天然气管道的数据种类、数据现状及各信息系统的数据架构及数据量;从数据传输、数据ETL(Extract-Transform-Load)等方面,探索了数据可视化实现的做法和实践。通过中俄东线智能管道可视化交互系统的探索和实践,实现了建设期和运营期多源动静态数据的集成展示,提出需数据中心建设和应用层解决方案作为技术支撑的建议,对推进管道数据可视化、大数据分析有一定指导意义。(图5,表4,参16)
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蔡亮学1,2 王勐龙1 刘彤1 徐广丽1
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为探究压电超声内检测器探头阵列声场的瞬时特性,采用COMSOL Multiphysics 软件建立了探头阵列在管道中的有限元模型,基于自研压电超声内检测器试验测试条件,验证了有限元模型的正确性。分别研究单探头与双探头工作状态下阵列声场的瞬时特性,得到了两种工作状态下声场中各点的声压变化规律。结果表明:回波信号对相邻探头信号接收的影响较小;相邻双探头同时工作时,声压叠加区域远离探头表面,对相邻探头信号接收的影响也易消除。该模型可以确定管道中探头阵列在给定工况下的总声场,为压电超声内检测器的设计提供理论依据。(图13,表1,参23)
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周冬林 杜玉洁 肖恩山
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利用盐化企业采卤形成的盐腔改建储气库,是加快盐穴储气库建设进度的有效方法。中国各地盐化企业由于长期生产形成的盐腔数量众多,快速、准确地评价其密封性是老腔改造过程中的重要问题。卤水试压法利用泵车和管道从井口注入饱和卤水,通过监测注入压力和卤水流量,计算腔体漏失量来评价盐腔的密封性,其无需向井下下入任何仪器和设备,对井况条件要求低,具有操作简单,测试成本低的优点。现场应用结果表明:该方法可以有效判断盐穴是否发生明显泄漏,是评价老腔前期密封性的可行方法。(图3,参19)
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李杰1 于志新2 程新新2 代馥光3 李绍松2
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为了提高液罐车行驶安全性、减少液罐车侧翻、失稳所带来的危害,对于液罐车在转向或换道时车-液耦合动态响应对整车稳定性的影响进行了研究。联合液体纳维斯托克斯和流动控制方程,应用计算流体动力学软件ANSYS/Fluent 建立并求解液体晃动模型,通过结合液体晃动模型和三自由度液罐车刚体模型获得液罐车车-液耦合动力学模型,分析有无控制策略情况下,液体晃动对液罐车横向稳定性的影响。仿真结果表明:提出的模糊差动制动控制策略能够有效提高车辆抗侧翻能力,减少罐车运输过程中交通事故的发生,对液罐车运输有指导意义。(图11,表1,参18)
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温凯1 左志恒2 黄晓茵2 刘静2 任亮1 宫敬1
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成品油管道发生泵站意外停电事故后通常执行水击超前保护程序,该保护方案对管道的安全性有决定性影响。为了确保管道从事故前稳态安全平稳过渡到事故后较优的运行状态,需要制定最佳的水击超前保护方案。对成品油管道泵站意外停电水击工况进行分析,以水击事故发生后下一稳态时输量最大且各调节阀节流压力之和最小为目标,建立优化模型,相应的约束条件为全线不超压、不汽化。模型求解采取两种不同策略:事故站下游以各站出站压力最低为目标分别寻优,采用水力坡降线平移法求解;事故站上游以整体总节流最小寻优,为了提高求解速度,采用深度优先搜索法求解。以某成品油管道泵站意外停电事故工况为例,对该优化模型进行实例应用,并根据优化结果制定水击事故过渡过程的控制逻辑,并使用仿真软件SPS 验证了控制逻辑的合理性,表明该优化模型合理可靠。(图3,表4,参20)
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孙兆强1 张行2 刘保余1 张博钊3 高阳3
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天然气管道中的黑粉严重影响管输效率与安全,现有的带皮碗、磁铁及钢刷的清管器对黑粉的清除效率较低,且易出现卡球现象。射流作用产生的冲击流场对管内积液、杂质的清除效果较好,基于射流原理提出了利用射流清管器清理天然气管道黑粉的方法。为了达到最佳的射流清除效果,需要优化清管器喷射组件中文氏管喷嘴的关键结构参数。文氏管喷嘴结构包括收缩段、水平段及扩散段,其中扩散段的参数对射流效果起关键作用。基于计算流体力学的原理,以Fluent软件为模拟工具,选定实际气体状态模型定义管道内天然气参数,考虑文氏管喷嘴扩散段中扩散长度与扩散角的影响,对清管器的射流过程进行仿真分析。通过比较不同扩散段参数模型在射流流场中流速和湍流动能的云图以及变化曲线,得到具有最佳射流效果的天然气管道射流清管器喷嘴结构。(图16,参21)
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何海霞1 王文1 汪加慧2 武建飞2 武赞2
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通过蒸汽辅助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage,SAGD)技术开采稠油时,采出液温度较高,对其进行热回收的节能潜力较高,油田采用热管式换热器回收采出原油的余热,将其作为工业或生活用热具有研究价值。考虑到现场空间要求和工程设备模块化的特点,利用U 形管壳式换热器、螺旋板式换热器作为分离型热虹吸热管蒸发段和冷凝段,并建立复合式分离型热管模型,分析其换热性能、循环压降、充液率及换热能力。采用新疆油田油水二次换热区的分离型热管系统验证该模型,结果表明:复合式分离型热管计算模型可行;复合式热管具备U 形管壳式换热器、螺旋板式换热器的优点,换热性能强,系统换热能力可以满足实际要求,有较好的环境适应性。(图7,表1,参17)
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刘玉卿 武玉梁 张振永
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为了保证全自动焊机的通过性,实现全自动连续焊接作业,采用连续冷弯管替代热煨弯管以达到等效转向效果,将直管道和冷弯管在沟上焊接完成后进行整体沉管下沟作业。管道在沉管下沟过程中会经历高应力状态,尤其对于带有水平连续冷弯管的管道,整体沉管下沟过程中的应力状态更加复杂,尚无施工先例。采用有限元方法分析了带水平连续冷弯管管道双侧单向沉管下沟的基本规律,分析了水平连续冷弯管管道沉管下沟后残余应力存在的原因、分布情况及影响因素,提出了水平连续冷弯管管道沉管下沟的可行性评判标准,并将其应用于中俄东线天然气管道进行论证。研究结果表明:中俄东线1 422 mm×21.4 mm、1 422 mm×25.7 mm、1 422 mm×30.8 mm 管道规格的水平连续冷弯管管道整体沉管下沟的施工方案可行。(图11,表1,参20)
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张小强1 侯宇2 蒋庆梅1 冯伟3
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为了满足中俄东线工程建设的实际需求,需要开展直径1 422 mm、X80 钢级管道冷弯管设计参数的相关研究。采用AS 2885.1-2012《管道-天然气和石油管道 第1 部分:设计和建造》中的公式计算得出冷弯管的最大弯曲角度为6.48°;再通过冷弯管弯制过程中的应力应变有限元模拟分析,得到当弯曲角度为6~8°时,管道处于弹塑性区,满足变形要求。经过实验室及中俄东线试验段的现场验证,弯制的6.4°冷弯管回弹量及变形量均匀稳定,椭圆度、壁厚及内弧波浪度等指标均控制良好,能够满足工程要求。经过相关计算、分析及验证,最终确定中俄东线直径1 422 mm、X80 钢级冷弯管的最大弯曲角度为6°,曲率半径不小于50 倍钢管外径(71 100 mm)。该结果可为中俄东线天然气管道工程建设提供指导。(图3,表4,参19)
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刘啸奔1 张宏1 夏梦莹1,2 杨悦1 张克政2
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活动断层是海底管道的主要地质灾害威胁之一,断层作用下管道会产生过量的轴向变形而失效。提出一种改进的走滑断层作用下海底管道应变解析分析方法:根据线性强化模型考虑了管材的非线性本构关系,通过理想弹塑性本构的非线性土弹簧模型准确计算土壤非线性约束对管道结构响应的影响,由管道受力微分控制方程推导得到管道内轴向应变的解析结果,并给出管道伸长量的显示表达式。最终基于平衡方程和迭代计算,可以精确计算管道应力应变。对比有限元计算结果,改进后的管道应变解析分析方法较现有的推荐方法(Newmark 法)计算精度更高。(图7,参20)
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叶泽华1,2 孙旭1 顾继俊1 张晔1 余慧1 韩新昊1
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为了掌握海洋立管系统的涡激振动规律,发展了广义α 法求解圆柱振动方程,增强了解法的稳定性,在改进特征线算子分裂(Characteristic Based Split,CBS)求解流场方程的基础上,提出了流-固耦合有限元解法计算涡激振动问题,并通过基准算例验证了解法的精度和稳定性。运用该解法数值模拟了低雷诺数下多种工况条件时两错列圆柱的涡激振动过程,结果表明:当攻角较小时,上游圆柱脱落的涡直接与下游圆柱相互作用,增加了下游圆柱上、下表面的压差,导致大尺度涡激振动现象,而此时下游圆柱的振动频率由上游圆柱的涡脱落过程决定;当攻角较大时,下游圆柱将脱离上游圆柱的尾迹区,其绕流流场、受力情况及振动频率均趋近于单圆柱情况。研究结果可为海洋立管系统布置的工程应用提供参考。(图8,表1,参21)
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封面

[0-0]
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目录

[1-4]
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程玉峰

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针对中俄东线天然气管道的实际服役状况,分析了土壤运动(冻胀与解冻沉降)对管道结构 完整性的影响以及基于管体结构-土壤弹簧模型在确定管-土交互作用方面的局限性,即非线性、大 应变与多轴加载评估的保守性、土壤本构模拟与真实状况的偏离,建议发展新型多模块耦合集成技 术确定土壤运动产生的机械效应。明确了X80 高强管线钢在服役条件下发生应变时效及其导致管 线钢(尤其是焊缝区)材料韧性和止裂能力的降低,建议使用时效活化能与等效时效时间模拟、评估 管线钢在漫长服役过程中发生应变时效的敏感性,并建立相应的理论基础。此外,详细分析3 种常 见的管道缺陷(机械损伤、腐蚀缺陷、裂纹)对管道完整性影响的评估技术现状。针对高压、大口径、 高强钢天然气管道(特别是焊接金属与热影响区)在地质不稳定地区的材料韧性、裂纹扩展以及止 裂能力开展实验与评价技术,建立精确的多物理场协同作用下的管道缺陷评估模型,是当前的国际 性技术难题,这些问题的解决将有力保障中俄东线天然气管道以及相关油气管道的长期安全运行。 (参29)

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王震1 董宣2

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“一带一路”沿线国家是中国国际能源合作的重要区域,中亚地区是“一带一路”油气合作的核 心区,经过20 多年的投资与合作,形成了集石油与天然气全产业链、油公司业务与工程技术服务业 务有机结合、中国能源企业国际化与当地化相融合的示范合作区。基于“一带一路”沿线油气合作 必要性及其已取得成绩,重点研究了中国与中亚地区合作的潜力、面临的风险,建议政府持续优化 “五通”政策,打造能源丝绸之路与能源区域命运共同体,能源企业要积极适应新变化、创新商业模 式,不断提升国际化能力。(图3,表2,参20)

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聂中文 黄晶 于永志 王永吉 单超 冯骋 孔芋丁

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摘要:随着中国油气管道骨干管网初具规模,运维体系日趋完善以及大数据、人工智能、物联网技术 的应用,智慧管网的建设成为可能。以中国石油天然气集团有限公司智慧管网的建设为例,基于智 慧管网现有设计方案,梳理了现阶段智慧管网在科技、信息、物联网方面各个系统的建设进展,介绍 了中俄东线和中缅油气管道试点工程的最新成果,提出了智慧管网建设仍需解决的问题。通过明确 智慧管网建设的原则及目标,实践探索出一条智慧管网建设的有效途径,最终实现“数据全面统一、 感知交互可视、系统融合互连、供应精准匹配、运行智能高效、预测预警可控”的管道智能化运行目 标。(图6,参24)

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丁国生 魏欢

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地下储气库是天然气供应链中的重要组成部分,在中国天然气调峰安全保供中发挥了重要作 用。以1999 年大港大张坨储气库全面建设为标志,回顾了中国地下储气库历经从无到形成大规模 产业的20 年发展历程,建成了27 座储气库、调峰能力超过100×108 m3、授权发明专利100 多项、软 件著作权20 多项、制定标准15 项、出版专著20 多部。重点梳理了中国地下储气库建设取得的科技 创新成果,其中具有代表性的技术成果主要包括:复杂断块、复杂流体、复杂岩性、深层强非均质储 层条件下的储气库选址模式与库址评价技术,复杂地质条件储气库圈闭动态密封性评价技术,超低 压防漏堵漏与储层保护、交变应力下井筒密封为核心的钻完井技术,地面高压大流量注采核心技术 及其装备,地下储气库地层-井筒-地面“三位一体”风险管控系统等。结合中国地下储气库20 年的 建设经验与中国现行的行业政策,明确了中国地下储气库未来发展的机遇与挑战。(参35)

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王传硕1 董平省2 马千里3 王玮1,>3 宫敬1,>3

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乳化含蜡原油沉积层含水是油水两相管流蜡沉积研究领域的新热点。近年来,国内外学者基 于冷指、环道沉积实验等手段,分析了乳化原油蜡沉积层含水的影响因素,明确了油相体积含水率、 分散水滴粒径等因素的影响。综述了乳化原油沉积层含水的影响因素及相关机理,讨论了含水对沉 积层含蜡量、流变性的影响,列举了当前主流的乳化油水体系蜡沉积预测模型及方法,并展望了今后 含水乳化原油沉积机理的研究方向,以期为深海含蜡原油混输管道的设计、运行及管理提供理论依 据。(图2,表1,参60)

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陈朋超 冯文兴 燕冰川

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为了加强油气管道风险防控,将完整性管理理念引入中国管道行业。引进、消化、吸收国外油 气管道完整性管理的先进方法,结合中国油气管道实际情况进行再创新:制定了覆盖管道建设、运 行、废弃处置全生命周期的“564”完整性管理工作流程,建立了包含管道完整性管理、科技研发、技 术服务、推广应用的全链条组织架构,形成了完备的完整性管理数据、标准、技术及人才保障体系。 油气管道全生命周期完整性管理提升了管道本质安全,取得了明显成效,探索实践中形成的模式、标 准规范不仅确保了油气管道安全平稳运行,也为行业发展提供了参考范例。(图1,参26)

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徐波1 段林杰2 戴梦3 李妍1 闫锋2 胡森2

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为了降低LNG 储运过程中的风险,保障LNG 供应链安全高效运行,可靠性分析是一种有效 的技术手段。将LNG 接收站与LNG 船运合并为LNG 全运输系统,明确了LNG 全运输系统可靠 性内涵;针对LNG 航运失效数据不足的问题,建立了基于全运输系统运行机理的可靠性仿真模型; 建立LNG 接收站系统故障树模型,并划分最小割集,对LNG 全运输系统的可靠性开展定性和定量 分析,识别出系统薄弱环节。通过实例应用,验证了LNG 全运输系统运行可靠度计算方法的可行 性,可为LNG 接收站储存及其船运过程中的安全管理、设备维护等提供参考。(图2,表5,参23)

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齐先志1 王晓霖1 张莉莉2 叶青3

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为了对成品油管道周边区域个人风险水平进行量化计算,建立了成品油管道个人风险计算模 型,并给出了计算流程。成品油管道个人风险计算模型设定了各类危害因素的管道基准失效频率, 采用对基准失效频率修正的方法计算管道失效频率;根据管道泄漏孔尺寸,将管道泄漏类型分为微 孔泄漏、中孔泄漏、管道破裂泄漏3 类;对管道失效危害后果进行计算,主要包括泄漏速率、引燃概 率、火灾热辐射、热辐射伤害。在管道失效频率和失效危害后果计算的基础上,计算得出管道周边区 域个人风险,并明确其是否处于可接受水平。该模型计算个人风险需要依赖于管道失效数据库的事 故统计,建议加强中国油气管道失效数据库建设。(图3,表5,参20)

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张栋1 姚渭2 刁宇1 苗青1 刘朝阳1 闫锋1 符雄3 聂超飞1

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为了分析终冷温度对加剂改性原油蜡沉积规律的影响,保持油壁温差相同,控制不同的终冷 温度,采用搅拌槽蜡沉积装置、流变仪、差热扫描量热仪等试验仪器,对添加纳米降凝剂的大庆油、添 加EVA 降凝剂的大庆油以及大庆空白油进行静态蜡沉积对比试验与动态剪切对比试验。同时,结 合分子扩散、胶凝等机理,分析不同试验条件下加剂改性大庆油的结蜡规律。结果表明:当终冷温 度较低时,加剂油结蜡总量明显高于空白油,但结蜡总量中含凝油多、蜡晶结构较弱;空白油结蜡总 量低,但蜡晶结构较强;随着终冷温度升高,加剂油与空白油的结蜡量逐渐降低并趋于一致。终冷 温度较低且剪切剥离强度较弱时,添加降凝剂会增加管输蜡沉积量;一旦经过高剪切或提高终冷温 度,加剂油的结蜡量将明显降低,管输安全性提高。(图7,表4,参21)

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李岩松1 张梅2 王宝莹1 江新星3 孙健飞1 梁永图1

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中亚天然气C 线管道属于典型的输送压力高、流量大、管道跨度大、压气站数目多、输送工 艺复杂的输气管道。为研究中亚天然气C 线管道正常工况和事故工况下水热力参数的变化规律 以及各种事故下管道的自救时间,采用SPS 软件建立了中亚天然气C 线管道仿真模型。模拟了 正常工况下管道全线压力和温度参数,模拟结果与实际运行数据最大相对误差分别为1.90%和 12.24%,验证了模型的可靠性;在此基础上分析了环境温度和管道粗糙度变化对全线输气效率的 影响规律,确定了各种事故工况下管道最长的自救时间,可为中亚天然气长输管道运行管理提供参 考。(图11,表5,参16)

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付亚平1 吴斌2 敖海兵1 陈加松1 管笛1 井岗1

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盐穴储气库腔体形态控制是制约储气库库容和实现储气库稳定运行的重要因素,控制阻溶剂 界面位置是控制腔体形态的关键。为了改进现有控制方法监控成本高、不能实时测量等缺点,提出 光纤式界面监测方法:使用新型光纤界面测试仪进行测量,利用分布式光纤测试技术,通过光缆中 的电缆加热,由于卤水和垫层介质(一般用柴油、氮气)的比热容不同,光缆与周围介质进行热交换 发生温度变化,根据温差即可判断介质界面位置。基于光纤式界面监测方法,研制了新型的分布式 光纤界面测试仪,其具有操作简单、探测范围广、监测成本低、实时测量井下介质界面的优点。利用 该技术可实现盐穴储气库的大规模反循环造腔,加快造腔速度,保障腔体安全。(图5,表1,参24)

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谭笑1 刘少柱2 吴晓光2 柳尚2 田磊2

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长输管道在建设、改线或维抢修作业时,常会遇到管道对口处有磁偏吹现象,使得在焊接施工 时,电弧发生偏离,导致焊接缺陷甚至无法焊接施工,严重影响了工程进度及管道的本质安全。中俄 东线天然气管道工程采用1 422 mm 口径、X80 钢级管道,以往所采用的消磁方法和消磁设备已无 法满足其大口径、高钢级管道的消磁作业。通过分析管道剩磁的产生机理和影响因素,得到不同消 磁方法对中俄东线管道的适用性。通过现场试验验证直流消磁法,分析直流消磁和直流焊机消磁的 优缺点及工作参数,提出可行性建议。(图3,表4,参25)

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孙银娟1 王潜忠1 张志浩1 贺三2 孙芳萍1 成杰1

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为了进一步掌握316L 不锈钢的适应性,以试验点CO2 驱油后采出介质为主要溶液,采用高温 高压反应釜,对316L 不锈钢挂片的腐蚀规律进行了研究。以Cl- 质量浓度、Ca2+ 质量浓度、CO2 分 压、温度、流速及油水比作为影响因素开展试验,并利用电子显微镜和电化学工作站对试验范围内腐 蚀速率最高的挂片形貌和电化学腐蚀特征进行观察分析。试验结果表明:在Cl- 质量浓度为3 000~ 50 000 mg/L、Ca2+ 质量浓度为100~6 000 mg/L、CO2 分压为0.15~0.75 MPa、温度为15~55 ℃、流速 为0~0.5 m/s 以及20%、85%两种含水率条件下,316L 不锈钢的腐蚀速率均在10-3~10-2 mm/a 数量 级之间变化。通过电镜扫描和能谱分析发现,试件中耐腐蚀元素Mo 的质量分数略高于最低限,在Al 杂质较多的部位,316L 不锈钢出现了腐蚀轻微的开口型点蚀坑,表明316L 不锈钢在试验范围内具有 很好的耐全面腐蚀能力,但点蚀问题不能忽视,试验用316L 不锈钢中Cr、Ni、Mo 的质量分数均略微 高于最低限,建议在选材过程中对有利微量元素的质量分数给予关注。(图5,表1,参22)

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蒋庆梅 张小强 钟桂香 张振永

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中俄东线天然气管道过境段控制性工程中黑龙江穿越段穿越中国、俄罗斯两国国界,所用直 缝埋弧焊钢管和感应加热弯管由俄罗斯供货,但中俄双方会议谈判要求管材关键性能指标执行中俄 双方的最严格要求。为了合理确定黑龙江穿越段管材性能指标,保障管道安全,对比分析了中国和 俄罗斯管材标准,对直缝埋弧焊钢管和感应加热弯管的关键性能指标进行了分析。与中国标准相 比,俄罗斯标准更注重钢管的低屈强比、高断裂延展性以及苛刻的低温韧性,并与施工现场联系密 切,比中国标准更严格。结合对比结论、工程实际,最终确定黑龙江穿越段管材性能指标执行俄罗斯 标准要求。(图2,表8,参23)

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梁爱国1 齐傲江2 王飞1 李彬1

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针对钢丝网骨架塑料复合管在带压开孔施工中的盲目性问题,对钢骨架塑料复合管进行力学 分析,建立复合管的力学模型,并对管段模型进行网格划分。运用ANSYS 软件对其在不同管径下 的最大开孔孔径进行有限元模拟,得到不同开孔孔径下的Mises 等效应力分布云图,进而确定最大 开孔孔径。结果表明,最大开孔孔径随管径的增加呈线性增加。基于ANSYS 仿真结果,通过对管 段的密封性进行检测,发现施工条件下管段无介质泄漏现象发生,且未见明显塑性变形。通过现场 试验验证了钢骨架塑料复合管的带压开孔模型精度较高,可以为其现场开孔作业提供参考。(图7, 表1,参21)

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王硕 韩辉 李玉星 孙崇正 闫彦

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中间介质气化器IFV(Intermediate Fluid Vaporizer)是海上浮式液化天然气接收终端的关键 换热设备。基于传热理论,建立了多换热器的耦合换热计算模型,并采用混合工质作为中间介质,研 究了运行参数对气化器换热性能的影响规律。通过分析混合中间介质饱和温度对气化器换热性能 的影响,结合海水温度波动的敏感性分析,优选了混合中间介质的最佳饱和温度范围为256~265 K, 此时IFV 总换热面积较小且变化受海水温度波动影响较小,运行更稳定,蒸发器和冷凝器的换热系 数较高,IFV 换热性能较好。通过研究海水在调温器内的温降变化对IFV 换热性能的影响规律,优 选了海水在调温器内的温降范围为0.6~1.2 K,此时各换热器的UA 值(换热系数U 与传热面积A 之积)和热负荷均表现为高量,热流密度较大,换热器的换热性能较好,且IFV 的总换热面积变化控 制在最小换热面积的10%以内,各换热器所占比例均为20%~50%,更有利于提高IFV 运行的稳 定性和适应性,且推荐换热器间热负荷比为3~7。(图10,表1,参24)

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余建星1,2 刘天1,2 余杨1,2

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顶张紧式立管(Top Tensioned Riser,TTR)主要应用于深水油气田开发中的单柱式平台和张 力腿平台,为了保证海洋工程作业的安全可靠,对复杂载荷条件下顶张紧式立管作业过程中的风险 进行了分析。根据美国大陆架区域立管失效资料整理、统计结果,对立管关键工作步骤的危险与可 操作性分析进行风险源的识别;将风险源按照因果关系建立了TTR 的失效故障树,通过上行法求 出故障树的最小割集;将模糊数学的层次分析法与专家评价法相结合,对故障树进行定量分析。基 于专家评价结果,确定了故障树中基本风险事件、顶事件的发生概率,并针对概率较大的风险事件提 出了防控措施。通过对TTR 作业风险源进行识别,建立了基于故障树的失效模型,解决了深水立 管事故数据缺乏且不确定性较高的问题,为深水立管的风险管理提供了参考。(图2,表7,参23)

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