油气储运 /oa <p> 封面</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001001 2020年01月25 00:00 2020年01期 0 0 6810121 <p> 目录</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001002 2020年01月25 00:00 2020年01期 1 4 1269248 <p> 保障中俄东线天然气管道长期安全运行的若干技术思考</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001003 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 1 8 1070282 <p> 程玉峰</p> <p> &ldquo;一带一路&rdquo;背景下中亚油气合作的前景及建议</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001004 <p> &ldquo;一带一路&rdquo;沿线国家是中国国际能源合作的重要区域,中亚地区是&ldquo;一带一路&rdquo;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&ldquo;一带一路&rdquo;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 &ldquo;五通&rdquo;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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 9 15 1275677 <p> 王震<sup>1</sup> 董宣<sup>2</sup></p> <p> 智慧管网建设进展及存在问题</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001005 <p> 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&ldquo;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&rdquo;的管道智能化运行目 标。(图6,参24)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 16 24 2980836 <p> 聂中文 黄晶 于永志 王永吉 单超 冯骋 孔芋丁</p> <p> 中国地下储气库建设20 年回顾与展望</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001006 <p> 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&times;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&ldquo;三位一体&rdquo;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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 25 31 1035764 <p> 丁国生 魏欢</p> <p> 乳化含蜡原油沉积层含水研究进展</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001007 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 32 39 1268273 <p> 王传硕<sup>1</sup> 董平省<sup>2</sup> 马千里<sup>3</sup> 王玮<sup>1,&gt;3</sup> 宫敬<sup>1,&gt;3</sup></p> <p> 油气管道全生命周期完整性管理体系的构建</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001008 <p> 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&ldquo;564&rdquo;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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 40 47 1262295 <p> 陈朋超 冯文兴 燕冰川</p> <p> LNG 全运输系统运行可靠度计算方法</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001009 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 48 53 1372857 <p> 徐波<sup>1</sup> 段林杰<sup>2</sup> 戴梦<sup>3</sup> 李妍<sup>1</sup> 闫锋<sup>2</sup> 胡森<sup>2</sup></p> <p> 成品油管道周边区域个人风险分析</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001010 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 54 59 2203479 <p> 齐先志<sup>1</sup> 王晓霖<sup>1</sup> 张莉莉<sup>2</sup> 叶青<sup>3</sup></p> <p> 终冷温度对加剂改性大庆原油蜡沉积的影响</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001011 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 60 66 2532916 <p> 张栋<sup>1</sup> 姚渭<sup>2</sup> 刁宇<sup>1</sup> 苗青<sup>1</sup> 刘朝阳<sup>1</sup> 闫锋<sup>1</sup> 符雄<sup>3</sup> 聂超飞<sup>1</sup></p> <p> 中亚天然气C 线管道SPS 仿真模拟</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001012 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 67 72 1693250 <p> 李岩松<sup>1</sup> 张梅<sup>2</sup> 王宝莹<sup>1</sup> 江新星<sup>3</sup> 孙健飞<sup>1</sup> 梁永图<sup>1</sup></p> <p> 光纤技术在盐穴储气库油水界面监测中的应用</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001013 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 73 78 1504117 <p> 付亚平<sup>1</sup> 吴斌<sup>2</sup> 敖海兵<sup>1</sup> 陈加松<sup>1</sup> 管笛<sup>1</sup> 井岗<sup>1</sup></p> <p> 中俄东线天然气管道焊接消磁技术试验</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001014 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 79 85 1269818 <p> 谭笑<sup>1</sup> 刘少柱<sup>2</sup> 吴晓光<sup>2</sup> 柳尚<sup>2</sup> 田磊<sup>2</sup></p> <p> 316L 不锈钢在模拟含二氧化碳原油中的耐腐蚀性能</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001015 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 86 91 2007172 <p> 孙银娟<sup>1</sup> 王潜忠<sup>1</sup> 张志浩<sup>1</sup> 贺三<sup>2</sup> 孙芳萍<sup>1</sup> 成杰<sup>1</sup></p> <p> 中俄东线黑龙江穿越段管材关键性能指标对比与确定</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001016 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 92 98 1198186 <p> 蒋庆梅 张小强 钟桂香 张振永</p> <p> 钢骨架塑料复合管带压开孔的有限元模拟</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001017 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 99 103 2328358 <p> 梁爱国<sup>1</sup> 齐傲江<sup>2</sup> 王飞<sup>1</sup> 李彬<sup>1</sup></p> <p> 基于混合工质的中间介质气化器参数优化</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001018 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 104 111 1995323 <p> 王硕 韩辉 李玉星 孙崇正 闫彦</p> <p> 顶张紧式立管作业风险源识别与失效模型</p> /oa/darticle.aspx?type=view&id=202001019 <p> 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)</p> 2020年01月25 00:00 2020年01期 112 120 1384900 <p> 余建星<sup>1,&gt;2</sup> 刘天<sup>1,&gt;2</sup> 余杨<sup>1,&gt;2</sup></p>