随着智慧化、信息化科技水平的高速发展，油品销售企业积极探索智能加油机器人技术，以消除招工难度大、用工成本高的痛点，同时降低员工工作强度、提升顾客体验感。系统梳理了国内外加油机器人的研发进展，详细论述了加油机器人机械臂本体及其控制系统、末端执行机构、视觉识别系统、防爆及智能交互等关键技术。通过对不同类型站点、不同熟练程度的40名加油员共计2 000次加注行为进行观测及统计分析，结合不同地区、不同加油站点的实际情况，综合对比人工加注与机器人加注两种服务方式的效率性与经济性，分析结果可为加油机器人的研发目标与商用条件提供判定依据。在此基础上，提出了加油机器人进站应用的研发目标和改进方向。

为了更好预测船舶在海上航行中的升沉运动，提高船舶海上航行与作业安全水平，以10×10⁴ t级原油船为研究对象，利用船舶模型运动过程数值模拟软件STAR CCM+构建其仿真模型，由无液货舱和半载液货舱两种情况及0.5λ、1.0λ、1.5λ（λ=6.16 m）3种波长组合构成6种工况，获取6组升沉运动数据，并将其以8:2的比例划分为训练集和测试集，利用贝叶斯算法优化后的长短期记忆神经网络（Bayes-LSTM）模型进行模型升沉运动预测，将预测结果与长短期记忆神经网络（LSTM）模型的预测结果进行对比。结果表明：Bayes-LSTM模型比LSTM模型的预测精度最大提高3倍以上，显示出Bayes-LSTM模型对船舶海上航行和作业过程中升沉运动预测的优势。

为了保障能源安全和实现“双碳”战略，在大力提高油气储备能力建设的同时，亟需加强大型油气储存设施的风险管控。针对大型石油储库在数据库建设、风险预测与预警、应急决策支持方面存在的问题，并结合GB/T 42097—2022《地上石油储库完整性管理规范》的总体实施要求，对平台运行过程中的关键技术进行了优化：建立了大型石油储库风险管控一体化平台的核心架构及全生命周期数据库；形成了基于多米诺效应的定量风险评价方法；建成了应急决策支持子系统，并通过改进Dijkstra算法，构建了储库应急救援路线优化模型，开发了火情分析算法及应急无人机平台。以中国石化舟山储库为示范，建立全寿命周期风险管控一体化平台，从全生命周期数据管理、风险预测与预警、应急管理等多个方面提高了储库的管理与安全决策水平。研究结果可为石油储备库的安全运行提供技术支撑。

受地形影响，湿天然气集输及油气混输管道易在沿程起伏及低洼位置处形成积液。由于集输管道与气井倾角存在巨大差异，作为气井清除积液的成熟方式，泡沫排液技术无法直接应用于混输管道排液，其可行性需进一步论证。通过开展不同倾角下含泡沫气液多相管流试验，从流型转换、积液起塞机制的角度分析了管道倾角对含泡沫气液多相流动的影响。结果表明：在与气井倾角差异较大的低起伏管道中，能够通过添加表面活性剂的方式来清除积液，并对段塞流工况的发生起到较好的抑制作用。同时，通过在SDS表面活性剂溶液中添加NaCl、MgCl₂作为环境影响因素，利用金属网格传感器、高速摄像以及压力传感器，进一步探究无机盐条件下SDS水基泡沫排液效果。结果显示，无机盐引起的泡沫性能差异会对泡沫排液效果产生较大影响。，当管道内出现过量稳定泡沫时，会引起管道沿程压降显著增大。研究结果可为泡沫排液技术在集输管道中的应用推广提供指导与参考。

面向国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网集团）大规模复杂天然气管网的仿真应用需求及管道行业智能化转型的实际需要，提出了一种全新的仿真引擎核心算法——分区增量迭代法，攻关完成了具备先进性、健壮性、开放性的工业级天然气管网仿真引擎，基于总体架构和应用架构设计，完成了离线仿真软件的开发，实现了大型复杂天然气管网仿真核心技术自主可控。依托开发的天然气管网离线仿真软件，对某新建管道完成了设计校核，平均相对误差为0.1%；以全要素涩宁兰管道为对象建模，并与商业软件结果进行对比发现，管道沿线各站的压力、流量在稳态与瞬态仿真下的最大相对误差均小于1%；针对大规模、复杂拓扑结构的2×10⁴ km级全要素天然气工业管网，该离线仿真软件对其具备仿真能力。所开发天然气管网离线仿真软件能够满足未来“全国一张网”的仿真需求，可为国家管网集团的数字化战略及智能化转型提供专业化仿真服务。

高钢级油气管道环焊缝的断裂失效是目前中国油气管道工业最为关心的问题。近年来管道环焊缝断裂失效事故表明，导致环焊缝断裂的最主要原因是地质灾害引起的作用在管道上的土壤位移载荷。为保证管道安全，需要对土壤位移作用下含缺陷管道环焊缝进行完整性评价。在此，集成中国石油大学（北京）油气储运设施安全团队近十年来在地质灾害段管土相互作用、环焊缝失效机理与适用性评价方面的工作，介绍土壤位移与管道环焊缝裂纹断裂关联关系的建立及对含缺陷管道环焊缝进行适用性实时评价的系统方法，并就其中相关的具体环节所涉及的理论和方法进行了讨论。

为解决省级天然气规划中发展目标的合理确立与发展潜力的比较问题，开展天然气负荷预测模型的创新探索。通过数据归类、相关性分析以及与发达国家的对标分析，利用曲面拟合方法建立了中国经济驱动型省级天然气负荷中长期预测模型，绘制了天然气消费潜力、GDP以及一次能源消费的三维坐标系，定量分析了十省/市2030年天然气消费需求。结果表明：各省未来天然气需求旺盛，在GDP复合增长率为5%情景下，十省/市在2030年天然气需求总量达3 155×10⁸ m³，是2021年的2.5倍。其中，天然气消费绝对增量和增速最大的分别为广东省和湖南省。研究结果可为天然气市场调节与发展提供建议与思路。

天然气管网优化对于降低管网运营成本、提升天然气供应可靠性具有重要意义。将天然气管网优化模型分为基于物理属性与基于经济属性两类，系统总结回顾了天然气长输管网优化建模及求解的研究进展。现有研究多集中于解决特定阶段下单一属性的管网优化问题，但要提高管网的经济性、可靠性及可持续性，需要综合考虑经济属性与物理属性，并系统统筹设计优化与运行优化。当前，中国在天然气管网优化建模方面的研究主要集中在基于物理属性的建模方法上，未来还需关注天然气市场均衡模型在管网优化中的应用。在模型求解方面，总结了多种启发式算法。从管道安全优化、非稳态优化及市场均衡建模3个方面，对未来天然气管网优化建模的发展趋势进行了展望。

水网地区土壤含水量大，土质松软，极易发生沉降，管道在沉降作用下受到轴向载荷的作用，受拉伸载荷作用的环焊缝具有较高的失效风险。为保障管道的本质安全，针对水网地区直径1 422 mm X80管道，采用非线性有限元方法建立了突变型软土沉降下管道轴向应力应变数值计算模型，得到了最危险的突变型沉降工况下不同软土沉降位移对管道轴向载荷大小与分布的影响。在此基础上，采用BS 7910-2019《金属结构中缺陷可接受性评定方法导则》对软土沉降区不同位置管道焊缝的安全性进行评价，分析外部载荷条件及焊缝错边的影响，发现错边量增加将导致评估所用载荷比与韧性比增大，管道安全保守性降低。在临界断裂韧性CTOD值取现有准则0.25 mm的条件下，采用一级评估曲线，水网地区X80管道焊缝始终处于安全状态。若采用二级评估曲线，当临界断裂韧性CTOD值减小至0.08 mm，沉降位移取最大值1 m时，X80管道焊缝处于安全临界状态。

水合物堵塞已成为深水油气管道输送安全的最大挑战之一，通过形成易流动的水合物浆液来避免水合物聚集和堵塞，可实现管道内油气的安全输送，其关键在于高性能阻聚剂的研发。采用自行搭建的高压摇摆釜实验装置，评价了DHAC（双十二烷基羟丙基氯化铵）、DDAC（双十八烷基二甲基氯化铵）等13种季铵盐型阳离子表面活性剂的水合物阻聚性能。将摇摆釜中滑块的移动范围、速率作为阻聚性能的评价指标，将上述表面活性剂分为A、B、C三类。通过筛选实验发现5种属于B类，8种属于C类，未发现A类阻聚剂。以滑块的最终正反向位移速率对5种B类样品的阻聚性能进行进一步对比，阻聚性能由强到弱分别为DHAC、GQA31745、HEIMQA、CGHDAC、UITS，其中尾链长度为十二的DHAC（双十二烷基羟丙基氯化铵）拥有最好的阻聚性能。实验表明阳离子型表面活性剂对水合物晶体具有一定的分散和阻聚作用，证实了DHAC等阳离子型钻井液添加剂可以作为水合物阻聚剂的潜力，为油气管道中水合物防治提供了新思路。

地下储气库在天然气战略储备和调峰保供中起到重要作用，然而中国地质条件复杂，储气库库址匮乏，利用资源丰富的废弃煤矿建库是一很好的选择，因此建立废弃煤矿储气库评价方法尤为重要。在国内外储气库选址研究成果的基础上，从水文地质、盖层密闭性、地质构造、废弃矿井影响因素、安全与经济因素5个方面对影响废弃煤矿改建储气库的因素进行归纳分析，建立基于层次分析法的模糊综合评价模型和库址综合评价表，对废弃煤矿进行选址评价。将该评价模型应用于陕西某煤矿的选址评价中，结果表明：该煤矿改建储气库等级为良好，具备改建储气库的潜力。该评价方法对中国废弃煤矿型储气库建设具有一定的指导意义。

为解决传统时间序列预测方法在天然气管网流量预测中存在的不足，提出一种基于经验模态分解（Empirical Mode Decomposition，EMD）、注意力机制（Attention）和门控循环单元（Gated Recurrent Unit，GRU）的组合模型。该模型利用经验模态分解得到的原始天然气管网流量时间序列分量代替原始天然气管网流量数据，再将得到的本征模态函数分量输入GRU神经网络，利用在网络中集成的注意力机制计算不同时刻的注意力概率权重，最后在网络中学习并预测天然气管网流量时间序列。某天然气管网实例验证结果表明：EMD-Attention-GRU组合模型在预测天然气管网流量方面表现出良好的性能，能够捕捉到复杂的非线性关系，相比单一GRU模型和Attention-GRU模型，其预测结果的平均绝对百分比误差指标分别降低6.29%和5.17%。由此说明，与传统时间序列预测方法相比，EMD-Attention-GRU组合模型能够更好应对天然气管网流量的复杂性和动态特征，具有推广应用价值。

天然气管网的持续建设与加速改革使其系统特性与潜在扰动更加复杂，针对系统应对扰动能力的研究亟需向纵深推进。天然气管网系统韧性研究基于系统全局与局部区域的复合视角，以管网系统在面对扰动的脆弱性、鲁棒性（可靠性）、恢复力为研究对象，在概念与研究上弥补了管道完整性与管网可靠性研究的局限性。基于此，系统梳理了天然气管网系统及其他领域系统韧性的研究和应用成果，明确了天然气管网系统韧性的概念与内涵，归纳并剖析了天然气管网系统韧性指标构建、模型搭建与求解方法等的研究进展及存在问题，探讨了天然气管网系统韧性优化及提升方法；择要给出国际上成熟的天然气管网系统韧性研究应用案例，提出了天然气管网系统韧性研究在工程实际中落地应用的技术基础、数据基础和理论基础，展望了未来天然气管网系统韧性研究的重点应用场景和发展方向。讨论成果对于深化天然气管网系统韧性研究，进而保障全时域、多层次、复合维度天然气管网系统供气安全具有积极参考价值。

为获得最适用于储油容器的多孔类抑爆材料，选择铝合金网状抑爆材料、球形非金属抑爆材料、网状聚氨酯泡沫抑爆材料等3种代表性材料，在密闭容器中开展油气爆炸抑制实验，探究其抑爆机制，分析其抑爆演变过程，对比其爆炸特性参数。结果表明：“冷壁效应”“器壁效应”及爆炸波抑制理论在油气爆炸的抑制中都起到了重要作用，但各种抑爆机制在不同材料条件下的贡献不同。在使用铝合金网状材料和球形非金属材料抑爆时，容器内超压得到了抑制，但火焰因扰动作用而快速发展，爆炸发展迅速，而在使用网状聚氨酯泡沫材料抑爆时，火焰和超压都得到了较好抑制。以最大超压峰值和爆炸威力指数为评价指标，网状聚氨酯泡沫材料的抑爆性能明显优于其他两种材料，表明其在油气安全防控领域有着重要的工程应用价值。

H2作为清洁高效的能源载体和燃料，面临大规模存储需求。盐穴、枯竭油气藏及含水层3种地下储氢库兼顾安全性与经济性，是目前可行性最高的解决方案，其中枯竭油气藏地下储氢最具发展前景。通过对比H2与CH4、CO2的物性差异，探讨了地下储氢的特殊性，重点梳理了枯竭油气藏地下储氢面临的技术挑战及应对策略：对于不稳定驱替与渗流扩散引起的气体泄漏，需控制注气速率，优化注采及垫层气布置方案，开展盖层突破压力、表界面特性及流动传质机理研究；对于耗氢的地球化学反应与微生物催化作用，选址应避免高含氢敏感性矿物、离子及微生物的地层，防止大量H2被消耗；对于圈闭与人工材料完整性失效问题，应基于地层宏观和微观的变形及破裂演化特征，评估地层损伤与气体泄漏风险，合理选材以加强人工设施抗腐蚀、抗氢脆性能。最后，指出了未来地下储氢技术研究的攻关方向，分别为多尺度多场耦合H2损耗机制研究、地下储氢场地尺度数值模拟研究、地下储氢气体运移及泄漏监测技术研究，以期为推动地下储氢工程实践提供参考。

随着国家石油天然气管网集团（简称国家管网集团）的成立，成品油管网逐步形成“全国一张网”的管理模式和“X+1+X”的市场体系，运营市场化、用户多元化等发展趋势给成品油管网市场化运营带来巨大变革和挑战。围绕成品油管网市场化运营的关键技术，总结了管网系统布局与资源配置优化、输送价格与输送路径协同优化、输送能力评估与分配机制三方面的核心问题，综述了国内外相关技术的研究进展并指明了发展方向。未来，成品油管网改革将持续深化，更健全的运营机制能更好地促进管网公平开放和节能减排。建议从清洁能源灵活输送、综合立体交通多网融合、公共信息服务平台搭建三方面深度发展，进一步完善管网运营机制，提升管网能源集约输送和公平服务能力，从而保障国家能源供应安全。

油气管网是国家能源安全的生命线，其系统规模庞大，赋存环境复杂，介质高压易爆，安全运行面临诸多威胁。根据油气管网的特点，以管道本体、管道线路及管道站场为对象，以业务场景为切入点，系统梳理了安全监测技术的工程需求，总结了中国油气管网监测技术的应用现状及创新发展思考。面向国家能源安全新战略和“双碳”战略，剖析了油气管网安全监测面临的挑战和关键科学问题，提出管道本体精准检测、管道线路智能监测、管道站场多源监测以及构建面向智慧管网的一体化智能监测系统，介绍了十四五国家重点研发计划重点项目“跨地域复杂油气管网安全高效运行状态监测传感系统及应用”的研究目标和攻关思路，为构建油气管网安全状态监测技术体系奠定了基础。

管道适合长距离、大输量的运输，是碳捕集、封存与利用技术（Carbon Capture Utilization and Storage，CCUS）连接碳源和碳汇的关键环节。但由于CO₂特殊的减压特性，CO₂长输管道在运行过程中发生泄漏后极易发生管材持续性裂纹扩展。为此，从试验、理论研究及数值模拟三个方面综述了国内外对CO₂泄漏减压特性和裂纹扩展方面的研究现状，归纳总结不同状态方程、杂质因素、理论模型对泄漏减压特性的适应性，以及不同规模、初始条件与相态、杂质含量、泄漏方式下泄漏减压的试验成果。进而分析了不同相态、初始条件、管材、杂质含量及种类等因素对裂纹扩展的影响，并对比分析不同的CO₂管道裂纹扩展理论模型及其适用范围，以及裂纹扩展与流固耦合数值模拟方法。最后对未来亟需进一步开展研究的内容进行展望，以期为国内CO₂管道泄漏与裂纹扩展研究提供借鉴，从而促进并提升CCUS安全保障技术水平。

当前中国天然气供应存在供应结构不平衡、供需矛盾加剧、储气设施不足、运输和配送网络不完善等问题，严重威胁天然气供应安全。欧盟国家和中国在天然气行业体制方面有很多相似的特征，其保供策略对保障中国天然气供应安全具有重要借鉴和启示价值。为此，在分析欧盟国家应对天然气供应危机时所采取的提高天然气供应源多元化程度、加快天然气管网基础设施建设、加大可替代能源的投入、健全天然气供应安全法规建设等策略基础上，从提高天然气多元化供应水平、加强天然气基础设施建设、建立统一天然气调度平台、加快相关法律法规制度建设等方面提出保障中国天然气供应安全的建议，以期提升中国天然气供应保障能力。

目前，用于储存原油、成品油、液化石油气等介质的地下水封洞库工程陆续建设，工程发展呈现储存规模大型化、储存介质多样化的趋势。随着地下水封洞库设计与建造技术水平不断提高，地下水封洞库行业体系日趋完善。在此系统性总结了地下水封洞库技术的起源以及国内外发展历程，结合常压型与压力型洞库工程建设技术现状，阐述贯穿地下水封洞库工程建设全生命周期的设计、勘察、施工技术中的主要核心内容，并指出地下水封洞库工程技术发展面临的问题：行业标准体系有待完善，工程设计技术、勘查技术、施工装备与技术、工程建设技术均有待提升。基于地下水封洞库工程技术特点，在现有技术完善、改进技术的推出、结合新业务应用领域特点的技术改进等方面提出展望。研究成果自地下水封洞库工程全过程建造的角度提出关键技术，可为现有技术的完善与改进提供关注点，为不适宜与水接触的石油产品、低温液体及新型气体能源储存方式的发展提供借鉴。

中国天然气对外依存度一直居于高位，持续提升储气库调峰保供能力是确保中国天然气安全的必然选择。针对气藏断裂系统发育、储层埋藏深、非均质强、气水分布复杂等特点，经过20余年持续攻关，中国储气库在气藏型和盐穴型储气库建设与运行领域取得突破，形成5大系列技术：①库址筛选与评价技术；②库容设计与评估技术；③井筒质量高效控制技术；④大排量注采设计技术；⑤风险识别监测技术；实现了储气能力从40×10⁸ m³到192×10⁸ m³的跨越。未来，中国储气库库址资源品质进一步劣质化、类型进一步复杂化，逐渐向油藏、低渗气藏、盐穴复杂连通老腔、水层等新类型转变，储气库高效建设与运行将面临4大挑战：①储气地质体动态密封评价理论与技术亟待完善；②新类型储气库库容设计技术处于起步阶段；③气井产能未能充分发挥，配套技术尚需创新；④风险预警与安全管控能力尚难满足储气库安全运行的需要。建议通过专项攻关，完善地质体断层密封性弱化动力学机制，揭示油藏滚动注气排液扩容机理，明确低渗气藏分区建库注采动力学与压力空变规律，创建油藏建库、复杂连通老腔、低渗气藏、水层建库库容设计技术，形成强注强采优化设计方法，研发国产化微地震监测系统与井筒完整性检测/监测系列装备，不断拓展储气库功能新领域，建立适合未来建库目标的理论技术系列，推动储气库高质量可持续发展。

针对油气管道环焊缝全自动焊过程中出现的未熔合问题，采用焊接工艺试验和数值仿真相结合的方法，对未熔合的影响因素进行了研究。结果表明在焊接位置由3:00移动至6:00的过程中，焊炬的摆动宽度逐渐增大，如保持焊接热输入量不变，则焊接工艺由大电流、高焊速转变为小电流、慢焊速。适当增加摆动宽度有助于加大坡口侧壁的熔池深度，保证熔滴过渡的稳定性，降低侧壁未熔合的出现概率；焊接位置在4:30至6:00时，焊缝成型通常较差，当前焊道出现的“驼峰”焊道将使下一焊道出现未熔合的概率增大；摆动焊接时的焊接温度场呈现出“锯齿形”，当摆动频率达到5次/s及以上时，可有效消除该“锯齿形”形貌。

能源低碳化和清洁化是中国能源发展过程中应对国内外挑战的迫切需求，作为低碳清洁能源的天然气在国家能源体系中的重要性日益凸显，而储气基础建设滞后、储备能力不足等问题成为制约中国天然气安全稳定供应和行业健康发展的短板。中国建库条件差，多复杂断块，埋藏深，储层物性较差，非均质性强，建库技术难度大。结合中国储气需求和地质条件现状，回顾了中国地下储气库建设需求和地下储气技术发展现状，总结了气藏型储气库建设和运行技术、单井盐腔建设与运营稳定性评价技术及含水层建库技术等3方面的地下储气库关键技术上国内外存在的差距，最后指出需集中力量开展储气库建设关键技术科研攻关，快速发展地下储气库建设、运行、安全预警技术，以满足中国地下储气库建设的长期发展需求，保障中国天然气应急调峰与供气安全。

油水体系中水合物生成机理及浆液流动规律的实验研究对制定水合物风险管理策略及保障管道运行安全具有重要意义。为明确水合物实验研究装置的特点及其在油水体系中的应用进展，阐述了水合物行为研究中常用的宏观和微观装置的结构组成、突出特点及应用情况，对比分析各装置优缺点，综述了研究装置在水合物成核过程研究、生长与分解速率表征、颗粒聚集效果评价、浆液流变特性分析及量化模型建立等方面的应用成果。针对研究现状提出了油水体系中水合物研究的建议，未来可将谱学仪器与现有装置耦合进行油水体系中水合物的多尺度研究，在高压环境中进行水-水合物颗粒界面性质研究，同时基于水合物生长速率、聚集特性和浆液流动性等参数建立水合物堵管风险评估方法。

不同区域影响天然气需求量的因素存在差异，数据集包含的数据特征不尽相同，同时天然气长期需求预测存在样本数据少的问题，因此较难构建各区域通用的预测模型。为此，利用K-means聚类算法以2011—2020年山东省11个地级市的区域历史天然气需求量、宏观经济数据等特征的相似性对区域进行分类，根据聚类结果分类组合灰色模型/BP神经网络模型进行地区天然气需求量的预测，并与单一模型预测结果进行对比，结果表明：各城市天然气需求量预测分别使用灰色预测及BP神经网络两种模型，平均绝对百分比误差（MAPE）分别为11%、6%，BP神经网络的总体效果优于灰色预测模型；聚类筛选后重新训练的BP神经网络预测结果准确性提高至4.5%。研究成果可更加准确高效地预测中国各城市未来几年的天然气需求量，为政府和企业开展天然气资源配置计划决策提供参考建议。

油气管道输送安全国家工程研究中心；2. 国家管网集团油气调控中心

摘要：智能管网建设需要准确描述管网特性和行为，随着智能管网的快速发展和应用，仿真技术成为智能管网建设中不可或缺的一部分。梳理了国内外油气管网仿真技术在理论研究、工程应用及仿真软件研发的发展现状，明确了智能管网建设对油气管网仿真技术和仿真平台的需求，从规划与设计、投产、运行维护等不同阶段，阐述了油气管网仿真技术在智能管网建设中的应用场景，并从通用性、高效性、智能化等方面对油气管网仿真技术的发展进行了展望，以期更好地发挥油气管网仿真技术在智慧管网建设中的作用。

中国油气管网团体标准化工作起步较早，在行业高质量发展、自主性提升及国际油气广泛合作等新需求下，急需进一步加速规范优质发展。本研究基于团体标准分析数据，对中国已发布油气管网团体标准的数量趋势、主题内容、领域分布及起草单位进行了分析，利用复杂网络算法绘制了团体标准化工作现状图，并在此基础上总结了团体标准组织专业聚焦、交叉关注、零星参与等3种工作模式。分析结果表明，当前的油气管网团体标准化工作存在着整体活跃度不高且缺乏系统规划、标准数量少且优质标准缺乏、行业主管部门监管落地等问题，并从建立全国性组织以促进协调发展、发挥管网集团作用以促进开放融合、建立多层次工作机制以提升整体质量、细化主管部门监管以规范优质发展等方面提出提升对策。

近年来，CO₂捕集、利用与封存（Carbon Capture, Utilization and Storage，CCUS）因其直接降低碳排放而备受关注，作为CCUS的重要环节，CO₂管道输送技术也备注关注。为此，系统分析国内外CO₂输送管道规范的发展历史及现状，结合国内外相关CO₂输送管道规范，重点分析了CO₂输送管道设计中管道材料选择、CO₂脱水、阀室设置、管道放空、管道干燥封存等方面的要点和需要注意的问题，并提出了相关应用建议：管道内腐蚀控制主要手段建议为对CO₂气源进行充分脱水；管道路由选择应避免通过人口密集区的高地势侧，同时充分参考DNV-RP-F104-2021；管道泄漏研究急需开展相关试验，以获得更多数据支持，同时建议开展CFD数值分析，重点分析人口密集高后果区管道泄漏扩散影响并辅助确认管道阀室间距。研究成果可为中国CO₂输送管道的设计、建设及规范编制提供借鉴。

为满足油田小曲率半径低压然气集输管道的检测需求，研制了一种适用于此类管道的漏磁内检测器。将漏磁内检测器聚氨酯导向盘更换为钢刷结构，有效减小内检测器在弯头处启动压差，降低内检测器的运行速度，并对内检测器励磁结构进行优化，以减小永磁体体积。将改造后的内检测器应用于某油田此类输气管道，结果表明：与原有输气管道漏磁内检测器相比，改造后的内检测器在弯头处的启动压差降低约40%，内检测器最大运行速度由11 m/s降至6.8 m/s，95%检测里程控速在5 m/s以下，并且可以准确获取管道内外壁缺陷数据。小曲率半径低压力输气管道内检测器的研制与应用，弥补了输气管道内检测器的技术短板，可有效提升管道本质安全水平。

在研究氢脆发生机理及损伤机制时，常采用慢应变速率拉伸试验、疲劳寿命试验等手段，以力学性能、疲劳寿命等为指标衡量金属的氢脆敏感性。对于典型管线钢材料，其在不足5 MPa的氢气压力下，或在氢气体积分数10%的掺氢天然气环境中，就已在慢应变速率拉伸等试验中表现出明显的韧性下降、裂纹加速扩展等氢损伤特征。为模拟钢在氢气环境中服役，试验中常采用气相充氢及电化学充氢方法，前者能够模拟多种气相对管线钢氢脆的作用，后者能够快速模拟管线钢长时间服役后氢原子的渗透情况。针对氢脆过程及机理总结并分析了3种主要的氢脆防控技术：①调控管线钢材料及加工工艺，优化其微观组织，增加扩散速率，减弱氢原子聚集现象；②引入气体抑制剂，通过竞争吸附的方法减缓氢分子在材料表面的吸附；③增设管道内涂层，使氢气和管线钢基体金属隔离。并基于此提出了进一步优化管道氢脆防控技术的建议。

在中国式现代化建设新阶段，加快规划建设新型能源体系成为经济社会高质量发展的关键环节。从全球能源格局、气候治理演进、中国“双碳”目标的底层逻辑等维度论述了新型能源体系建设的必要性和变革性意义。通过系统回顾中国能源体系发展脉络，探讨新型能源体系构建的内涵逻辑，基于中国能源产业发展的基本国情，明确了加快规划建设新型能源体系从转型攻坚、加速成型到完善巩固“三步走”的阶段特征及实现路径，并由此展望社会主义现代化强国的能源转型图景。

中俄东线天然气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。推进油气管道设备国产化，有利于保障国家能源安全，促进民族装备制造工业发展，推动管道运营企业降本增效。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，在当前复杂的国际形势下，具有历史性战略意义和现实意义。

水合物冰堵是输气管道投产初期最大风险点，一旦发生冰堵将严重影响管道安全输送。为研究中俄东线天然气管道水合物防治技术，根据水合物生成条件，分别对含水量与水露点转换、水合物生成温度进行计算。在中俄东线投产阶段，计算了管道升压和俄气输送过程中实际水露点和水合物生成温度。结果表明，管道气体温度的最低冰堵风险安全裕量约为10 ℃，冰堵风险较小。研究成果可为保障中俄东线顺利投产提供技术支持。

中俄东线天然气管道是目前中国口径最大、压力最高的长距离天然气输送管道，其全自动焊接环焊缝采用全自动超声检测（Automatic Ultrasonic Testing，AUT）技术，AUT在施工现场的可靠应用直接关系到环焊缝的检测质量。AUT检测技术具有灵敏度高、速度快、对焊缝缺欠定位准确等特点，结合中俄东线天然气管道工程现场的实际情况，建立了一套AUT检测技术质量控制体系及管理制度：对检测机组开展AUT工艺评定，对AUT检测设备进行定期校验，同时强化AUT对比试块的管理、现场参考线绘制精度及AUT检测数据的审核。AUT检测技术的质量控制及管理确保了整个施工过程中AUT技术应用的可靠性，并可为后续管道工程建设提供参考。

为提高中俄东线焊接质量和效率，针对以往建设项目检测底片排查工作及体系审核中发现的无损检测技术文件编制内容错误、不严格执行工艺规定及检测底片错评、漏评等问题，分析RT、AUT、PAUT、DR等常用无损检测方式的工作原理、应用范围、检测效果等，总结了中俄东线天然气管道工程在百口磨合、常规焊口、连头及金口焊接后检测及复评方法。AUT检测技术是中俄东线焊口质量检测的主要方式，制定了AUT质量控制体系，重点对人员、设备、试块校准及互评抽检等因素进行了改进和提升，可为中俄东线南段及西气东输四线等大口径长输油气管道建设项目无损检测问题改进及管理提升提供借鉴。

随着工业信息化快速发展，安全风险指数持续攀升，工业信息安全态势日趋严峻。中俄东线天然气管道是国内智慧管道的代表性工程，而智慧管道建设一定程度上是信息化与工业化高层次深度融合的具体呈现，建立、完善与之相适应的信息安全防护体系，应对已知与未知的信息安全风险，迫在眉睫。基于此，梳理了中国2010年以来发布的工业信息基础设施安全保障标准规范及法律法规，从网络空间威胁、安全漏洞威胁、重点领域针对性威胁3个方面分析了全球工业信息安全态势，并据此提出工业信息安全防护建议，包括重视顶层设计与政策引导、提升工业信息安全防护能力、实现安全体系自主可控。

为实现对油气管道SCADA系统故障的及时预警、准确定位、快速排除，提高油气管道SCADA系统的可靠性和安全性，以中俄东线为试点开发和搭建油气管道SCADA远程维护系统。设计了该系统的软件架构、物理架构、系统接口及数据采集方式。远程维护系统为运维人员提供SCADA系统的工作站/服务器、网络设备、PLC/RTU、安全设备相关信息；通过多参量相互关联，引入人工智能算法，实现故障的预判和硬件设备的寿命评价。油气管道SCADA远程维护系统的开发、投用，将有利于运行维护管理人员提升异常事件响应及处理能力，提高运维管理水平，保障油气管道SCADA系统安全稳定运行。

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。

针对泡沫清管器在清管过程中不能准确判断管道变形情况，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。实现了在复杂工况管道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。

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。该方案为从站场到控制中心一体化的网络安全监控方案，本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。

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、贫数据的特点和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，进行海底管道腐蚀深度预测。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。

2019年12月2日，俄罗斯天然气通过俄罗斯西伯利亚力量管道系统经黑河跨境管道正式进入中国中俄东线天然气管道，标志着中国与俄罗斯两国天然气管网连接成功并投入运行。基于俄罗斯管道建设发展方向及标准体系，分析了中俄东线天然气管道及其境外段西伯利亚力量管道建设过程中在管材选用、焊接标准及无损检测技术等方面存在的差异，以此为中国长输天然气管道设计、施工规范的完善与修订提供借鉴。跨境段管道作为连接两国管输系统的控制性工程，经历了中俄商务角力、设计规范整合、施工文件对接、跨境施工组织等过程，其复杂性远高于普通境内外工程，两国依据“最严规范”“属地管理”原则及设置“封闭区”等方法解决困难，实现了质量、成本、工期及安全的有效控制，确保按期投产通气。

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，开展组合式内外检测工具研发。

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系统网络的应用与研究涉及较少，现有的SCADA系统网络研究成果不能满足生产调度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、各层设备冗余和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，在各层网络组合使用上述协议，从而确保油气管道生产业务数据网络传输连续不中断，同时实现站场与调度控制中心之间的生产数据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生产数据网络传输的业务需求。

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，应用英国标准BS7910-2019《金属结构裂纹验收评定方法指南》和美国标准API579-2016《合于使用》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-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，确定中俄东线天然气管道工程规格为D1 422×1 219 mm的X80异径三通的低温韧性指标。

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就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。通过2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种典型的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重要的基础资料。

为了解决国产离心式压缩机在现场投产调试过程中电机振动较大的问题，对其配套的同步变频电机进行了动平衡现场试验。由于试验现场条件限制，使用电机配套振动监测对电机进行振动监测，利用动平衡矢量法原理计算电机转子的不平衡量。结合中俄东线黑河压气站的现场投产情况，利用振动监测系统采集数据和矢量法作图，计算出转子不平衡量，增加相应的配重块，最终使现场电机的振动测量值达到合格标准。利用矢量法能够有效解决电机安装后振动大的问题，保证电机平稳、可靠运行，确保压气站投产顺利完成。

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，从而保证盐层利用最大化。

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。

为总结中俄东线阴极保护远程监控系统的建设成果，推动油气管道阴极保护远程监控技术发展，分析了目前国内外阴极保护参数智能采集现状，论述了中俄东线天然气管道阴极保护远程监控系统的建设理念、技术指标、现场验证实践，并从数据应用、经营效益分析、综合效果3个方面总结了该系统在中俄东线的应用效果。通过中俄东线阴极保护远程监控系统的建设实践，实现了数据自动采集传输和远程监控，改变了传统人工测量电位的工作模式，提高了数据采集的准确性、及时性，降低了工作强度、运营成本及安全风险，建议进一步优化内外网数据解析和完善系统功能。

单流涡流管（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（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平台，具备试验工质的常温模拟与低温模拟功能。利用该平台开展了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。

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，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。

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，应用振动分析系统对励磁机端的振动图谱进行分析，判断故障原因是：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，因而验证了上述分析结论。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.500千伏安及以上》的规定。由此，唐山压气站3#电动机励磁机端振动高的问题得到快速解决，为安全生产提供了保障。

裂纹是管道中常见缺陷形式，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。研究了内压、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，同时研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，可以为开展长输管道的安全评价工作提供参考。

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这类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，改进系统危害辨识、预测及预防（System Hazard Identification, Prediction and Prevention，SHIPP）模型，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。

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计算、热力计算的基本公式与状态方程，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，进而研发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，以及天然气贸易交接的监督与管控。

油气管道站场向无人站、智能化方向发展，对站场巡检的有效性与及时性提出了新的要求。为了解决传统站场视频巡检方式中视频图像孤立、目标跟踪困难、人力监控遗漏等不足，结合中俄东线站场视频巡检需求，研究了基于三维全实景融合的压气站视频自动巡检技术，实现了巡检路线自定义、高低监控点关联、目标锁定追视、2D/3D地图联动以及视频分析与报警联动等多项视频巡检功能。其在中俄东线天然气管道黑河压气站的工程应用实践表明：该系统解决了传统视频巡检存在的问题，优化了站场巡检模式，提升了巡检质量，为实现天然气站场的无人化、智能化管理，提供了技术支撑与实践经验。

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=2.54 cm）可变径皮碗结构。利用有限元模拟仿真分析，可变径管道检测器牵拉和气体密封驱动测试等方法，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和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和检测技术的垄断，为中国自主研发的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理论和技术基础。

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成品油管道腐蚀，防止管道堵塞的有效方法。首次从试验研究、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及规律等方面进行总结，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。研究结果对管内积液、杂质的排除有一定的指导意义。

目前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4种：连续分输、定流量分输、不定流量分输、自主计划，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。

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和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。采用该方法和模型分析输送距离为1 100 m的海上漂浮软管输油系统，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一定的借鉴意义。

MacCormack算法在长输管道模拟仿真方面应用较少，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。

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。进一步对柔性管道不同结构层结构的抗压能力进行分析，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。

中俄东线天然气管道因口径大且处于高寒地区，使其投产过程出现了一些与以往输气管道投产不同的现象及特点，产生了一些新的投产经验。对于大口径天然气管道，为了缩短投产时间，减轻现场人员作业强度，可以在确保天然气与空气不直接发生接触的前提下，提高干线注氮速度；在确保不会因氮气速度过小而产生层流的前提下，站场并列管道及双管敷设管道宜采用同时置换的方式。此外，在干线注氮封存长度、设备低温整体试验、站场容积较大的预留盲管段排气阀设置、阀室气头检测方法、大口径调压橇安全截断阀开启方式、站场单独进行天然气置换时流量控制等方面提出了具有实际工程意义的做法，并在中俄东线天然气管道投产实践中证实了其有效性。

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，对典型威胁事件可智能识别并报警，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。

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。

中俄东线天然气管道沿线自然环境复杂、多年冻土、水网沼泽、林带交替分布，同时经过地震断裂带、采空区等地质条件恶劣地质环境，对管道安全运营提出了严峻考验。通过监测地质灾害时空域演变信息、诱发因素等，可对地质灾害进行评价、预测预报和防治。中俄东线天然气管道采用管道本体变形监测、分布式光纤应变监测、不稳定斜坡GNSS监测预警等技术对其沿线地质灾害进行持续监测，不同监测结果相互印证，有助于提高风险评估的可靠性及风险减缓措施制定的针对性。针对现行地质灾害监测标准存在的问题，提出了标准修订整合建议，特别是统一地质灾害风险等级的划分方法，并使监测等级与地质灾害风险等级相对应，以期有效指导标准使用者对于风险的判断及监测等级的选择，提升标准的指导性及可操作性。

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。

中俄东线天然气管道工程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。总结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、项目申请报告编制等前期工作过程，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，重点提炼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。

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，2019年12月2日投产的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。

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，因此，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着温度变化的规律，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至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。

海底管道在制造、铺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。为了研究海床表面铺设的含缺陷管道横向屈曲行为，首先建立了含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，重点分析缺陷类型和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。最后基于无量纲分析法，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。

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，提出了天空地一体化管道线路智能感知技术。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技术、空中基于自动机场的无人机智能巡检技术、地面管道重点区域智能视频技术及地下光纤综合智能感知技术，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探索。通过现场测试与应用发现：基于自动机场的无人机智能巡检技术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和巡检时间进行作业，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，系统连续飞行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。

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。

研究内浮顶罐油气泄漏扩散规律对于加强环境污染控制，保障罐区安全有着重要意义。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，并考察了风场和浓度场分布规律。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，并存在下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。

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和污水含油量的前提下，与优化前相比节约成本1 771元/d，能耗费用下降8.3％，集输系统效率提高4％，优化效果显著。研究成果可为实际生产运行提供理论指导，降低生产能耗。

利用通信光纤感知管道沿线的振动、应变、温度，从而实现管道沿线威胁事件的监测和定位是国内外研究的热点，但如何实现感知数据的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、温度的联合监测方法。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，最终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。

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和测试还存在诸多不确定因素，例如试片的极化稳定时间、试片大小及形状的选择等。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：大小不同的试片极化15 min后，趋于稳定的断电电位也不同，试片越小，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工程中的应用提出了建议。

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为申斯克计量站，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时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时时传输至黑河计量站。此外，通过智慧化建设，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。

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经验公式，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，这5种方法均具有一定的保守性，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。该方法操作方便，可靠性高，具有较高的工程应用价值。

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真实特性，建立了基于深度学习网络的压缩机真实能头特性预测模型。将大量不同工况下的压缩机真实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，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真实能头曲线与实际的能头曲线有着良好的一致性。所建立的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。

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；国内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，双金属复合管标准仍需要结合制造、检验、工程应用等技术需求来进行完善。

输气管道泄漏速率的准确计算是管道风险评价的重要基础。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，而泄漏处和管壁处气体的摩阻系数不同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。目前的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。

随着人们环保意识与政策要求的不断增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，对现场煤制油供给链的建设具有较强的指导意义，一定程度上降低资源消耗，提升供应链收益，实现整个供应链的高效运作。

为了有效控制管道环焊缝的焊接质量，并满足智能化管道的建设需要，在中俄东线天然气管道工程中采用X射线数字成像检测（DR）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》，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。

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。

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，考察稠油的分散相粒径、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溢流口压降的影响。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、黏度对出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。

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、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。

为研究埋地管道在不同形式断层作用下的受力性能，自制土箱试验装置，模拟断层的错动，获得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、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，并进行了有限元分析。结果表明，在本试验的参数范围内，随着断层错动量和埋深的增加，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。走滑断层对于管道应变的影响最小，正断层其次，逆断层对于管道应变的影响最大。

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。

近年来因环焊缝开裂引起的高钢级管道失效事故频有发生，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，并系统梳理了现有焊接与非焊接修复技术的阶段研究成果。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在轴向拉伸载荷测试中表现更优秀；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，并基于复合材料及环氧套筒修复技术，设计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工程及类似高钢级管道安全运行提供技术储备。

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的优势。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，比较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，再通过设计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，可为海底油气管道的安全和高效运行提供技术支持。

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，均已有量化指标，但作为体积管置换器的检定球的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，并减少与化学药剂接触的影响，以期为提高流量计检定通过率、延长检定球的使用寿命提供参考。

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安全性；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。

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)测量了这些模拟原油的析蜡点、析蜡高峰温度和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。

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；管内流量变化规律与压力相似。含聚采出液反相点为30％，不含聚采出液为40％；含水率小于等于30％时，含聚采出液管道的再启动压力比不含聚高，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参考。

油罐火灾蔓延的主要因素是油罐火热辐射，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。为了研究邻近罐受热辐射后罐壁热辐射的分布规律，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。实验结果表明：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。

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、材料的选择、结构尺寸的设计、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。

由于复合材料其几何复杂性和层间接触的影响，海洋软管轴向压缩破坏的数值计算相当复杂和耗时。在此提出一个简化模型，在等效刚度的前提下，8层的管截面简化为5层的管截面。通过刚度校核和实验对比证明了简化方法的合理性，验证了简化模型的实用性，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。研究结果为海洋软管的数值模拟研究提供了参考。

为了满足能源战略的需要，在中俄东线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。然而，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加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。

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，因此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，适于断层作用下管道的可靠性分析。

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及技术准备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。

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。

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。

通过蒸汽辅助重力泄油（Steam Assisted Gravity Drainage，SAGD）技术开采稠油时，采出液有较高的温度，对其进行热回收节能潜力较高，油田采用热管式换热器回收采出原油的余热，补充作为工业或生活用热十分具有讨论价值。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。

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。

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，如何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，具有操作简单，对井况条件要求低，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。

为研究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，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。

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。

为了保证全自动焊机的通过性从而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进行了论证。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 3种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。

为了总结中俄东线智能管道数据可视化建设成果，推动油气管道数据可视化及大数据分析技术发展，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）等方面探索数据可视化实现的一些做法和实践。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（中台）建设和应用层解决方案支撑的建议，对推进管道数据可视化和大数据分析有一定指导意义。

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实验测试条件，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。

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、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。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。

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智力活动的前提下，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五要素及现有智慧管网研究成果，明确了智慧管网应具备的五大特征：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。

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，其天然气主力买家只剩中国。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，未来，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。

刘庄储气库是由枯竭油气藏改建而成，X注采气井钻井时地层压力系数只有0.4左右，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日注气能力，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的储气库注采井具有一定的借鉴意义。

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，并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。

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目前的基于管体结构-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、土壤本构模拟的非现实性，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，对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进行了详细分析。发展针对高压、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的实验与评价技术，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。

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，并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。

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，首先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，在此基础上，运用ANSYS软件对其在不同管径下的最大开孔孔径开展有限元模拟，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露现象发生，且未见明显塑性变形，该实验结果验证钢骨架塑料复合管的带压开孔模型精度较高，可以有效解决现场开孔作业中存在的盲目性问题。

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6.92％，验证了模型的可靠性；在此基础上分别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。

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。

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的关键，控制阻溶剂界面位置是控制腔体形态的关键技术，为改进现有的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。该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，根据温差判断介质界面位置。该装置操作简单、探测范围广、监测成本低、能实时测量井下介质界面。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。

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×传热面积A）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约为3~7。

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，并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。

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和环道沉积实验等手段，分析了含水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。在此综述了含水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，以期为海洋、特别是深海含蜡原油混输管道的设计、运行及管理提供理论依据。

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。

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。

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，识别出了系统薄弱环节。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。

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，并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，并提出可行性建议。

“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，经过二十多年的投资与合作，形成了集石油和天然气全产业链、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。在对“一带一路”沿线油气合作必要性和取得成绩综述的基础上，重点研究了中国与中亚地区合作的潜力和面临的风险，建议政府要持续优化“五通”政策，打造能源丝绸之路和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。

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及，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。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的水平。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。

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：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；而空白油结蜡总量低，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，提高了管输安全性。

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中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。

为了查明川气东送天然气长输管道诸多阀室及邻近管段强制电流阴极保护失效、常年处于欠保护状态的原因，以某RTU阀室为例，建立了阀室局部阴极保护的简单物理模型，通过模型推导与现场测试验证相结合的方法，得出管道与接地网导通诱发绝缘失效是导致管道欠保护的直接原因。在查找管道绝缘失效原因并进行定位的过程中，发现了长输管道阴极保护和防雷接地系统在设计、建造、运行维护期间的诸多问题，提出管道绝缘失效整改及保护电位恢复应做好电路隔离、牺牲阳极接地极改造、区域牺牲阳极热点保护、区域强制电流阴极保护等应对措施。

目前，随着中国能源结构调整及油气管道行业深层次变革，长输油气管道集中调控企业面临着前所未有的机遇与挑战。以中国石油天然气股份有限公司北京油气调控中心为例，利用PESTEL等分析模型，对长输油气管道集中调控企业发展环境进行分析。结果表明：未来该类企业必将在中国大的能源格局中发挥关键作用，具有较好的发展前景。在分析集中调控企业优势及存在问题的基础上，采用企业战略管理基本研究方法，为集中调控企业制定了合理的总体层战略和职能层战略。研究认为需要确立集中调控企业管道运营主体地位，从结构优化、成本控制、技术创新、人才保障、风险管控及文化引导等方面强化战略实施，促进该类企业实现可持续发展，保证其发挥最大效能。

BOG是影响LNG站安全、环保、经济运行的主要因素之一，BOG回收成为亟待解决的难题。基于BOG生成的影响因素，通过调研国内外LNG站BOG回收技术的相关研究，对脉管制冷机回收、氮膨胀制冷回收、液氮回收、喷射液化回收、混合冷剂液化回收、直接压缩工艺、再液化工艺以及直接压缩与再液化结合工艺8种主要的BOG回收技术的研究进展及其优缺点进行了评述，并提出了有针对性的优化方法。结合LNG站的实际需求，在满足LNG站平稳运行的前提下，为不同类型的LNG站制订了经济、有效的BOG回收方案，并对BOG回收技术未来的发展进行了展望。

为了科学地预测平行楼宇间天然气扩散形成的爆炸危险区域的危害范围，建立了天然气泄漏速率随时间变化的函数关系，运用瞬态模拟方法，得到泄漏压力和楼宇布局对爆炸危险区域的影响。模拟结果表明：天然气扩散过程中遇到建筑物会在其背风向形成副扩散中心向四周空间扩散，随着距离地面高度的增加，天然气最大体积分数逐渐降低，且随着泄漏的持续达到稳定值；各种工况下处于上风向的楼宇均处在危险区域，而处于下风向的楼宇其危险是暂时的（楼距小的工况除外）；有风时，增大楼距，减小平行楼宇的相对高度，减小管道的运行压力均有利于天然气在两楼之间的扩散。研究结果可为相关规范的制定以及事故的预防提供科学依据。

针对粉尘和杂质较多的天然气管道在清管过程中，常规机械清管器出现的皮碗及刷毛磨损变形严重、清管效率低下等问题。基于文丘里原理，提出一种新型清管器设计方案，将具有该原理特性的管路与清管器骨架结构设计融为一体，同时设计了相应的导向支撑板、密封驱动皮碗及前端吹扫喷头等重要零部件。借助计算流体动力学方法对所设计的清管器在工况下的清管效果进行了仿真分析，分析结果表明：该清管器利用文丘里原理可对两皮碗之间管段内的杂质进行有效吹扫和抽吸，另外通过前端吹扫喷头喷出的高速射流可以在清管器前方形成全覆盖的柱状吹扫区域，吹扫速度可以吹扫和携带颗粒直径在2.5 mm以内的粉尘及杂质，具有良好的清管效果。通过该设计方案的实施，对于提高中国非常规清管器的研发和设计技术水平，促进在役天然气管道清管效能的提高，丰富清管手段的多样化具有重要的现实意义和价值。

油气管道施工中经常遇到水网、高地下水位、地下障碍物穿越或从规划区穿越等问题，从而导致水网和农田沟渠埋深不足、沿线路由占压，给管道运营带来安全隐患。基于法规、施工、运营管理等角度，提出了在设计阶段处理此类问题的注意事项，并指出：《中华人民共和国石油天然气管道保护法》等部分规定的可操作性不强，实际用地补偿机制无法与相关法规有效结合的问题需要改善；设计人员在路由选择和优化、材料选购及施工图设计时应充分考虑规划等部门的要求，并结合施工及运营管理要求，统筹考虑各方利益；GB 50253—2014《输油管道工程设计规范》和GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》应增加关于保护范围规定的条款；政府相关部门应努力解决管道建设与城乡发展之间的矛盾，科学规划，避免土地重复出让等问题；地区管道运营企业应加强与地方政府的工作衔接，完善报备机制。

目前，越来越多的管道采用加减阻剂运行的方式，可以采用减阻率预测模型指导现场加剂运行，避免造成浪费。通过分析加剂前后摩阻系数与湍流附加应力的关系，结合混合长度理论中对湍流附加应力的求解方法，以及减阻率负指数单因素经验方程，建立了减阻率预测模型；针对贝克休斯、康菲、ks-01-30以及甲种减阻剂，采用大量现场加剂运行数据，对模型中的递减率和流动特性系数进行确定，并对同一种减阻剂应用于不同管道进行管径和黏度的修正，得到修正系数。验证表明：预测模型对于不同的减阻剂、不同的管道均可进行预测，且预测精度高，预测结果的相对误差保持在10％以内，最小误差可接近0。

中卫—贵阳联络线K1224斜坡上输气管道为典型的横向折线形埋地管道，受坡脚公路开挖和降雨影响，该段斜坡滑动导致管道变形。基于数值模拟和现场监测，通过管土分离的非完全耦合途径分析了不同工况下滑坡变形破坏特征和由此导致的管道力学响应。结果发现：坡脚公路开挖叠加降雨后滑坡活动加剧，管道沿坡体滑动方向水平位移尤其明显，在转折端附近出现位移突增现象；管道转折端附近应力明显大于直管段，受微地形控制的不均匀滑坡位移及其力矩作用造成管道南侧转折端附近应力集中程度最大；管道南侧转折端附近应力已接近管道材料极限应力，是该段管道的最危险部位。

为了更好地掌握油田集输管网的水力情况，针对油田常见的单管环状掺水集输流程，提出一种基于面向对象思想与二叉树的水力计算方法。该方法将油气集输管网表征为实例化对象的组合，以字段、属性存储对象参数，建立了水力计算模型，基于二叉树理论对系统集油和掺水管网部分的流量、温度、压力分别采用不同遍历顺序进行求解。据此开发了油气集输管网水力计算软件，可对实际的生产集输系统进行计算。结果表明，该方法能大幅减少前期建模工作量，兼有计算速度快、适应性强、稳定性好等优点，并且最终计算误差约为5％，具有较强的实际应用价值。

苏里格气田在井间串接、井口带液计量模式下，存在单井产液量无法准确计量的问题。在孔板流量计、涡街流量计流体测量的理论基础上，将两种流量计串联组合，开展了不同液气比条件下的空气-水两相流室内实验，并将不同液气比情况下孔板流量计、质量流量计与组合测量装置空气、水的计量误差进行对比。结果表明：当液气比为0～80 m3/（104 m3）范围时，气相测量误差均低于5％；当液气比为3～80 m3/（104 m3）范围时，液相测量误差基本低于10％。孔板与涡街流量计组合测量装置的液相测量范围广，可以为苏里格气田排水采气井的气液两相计量提供技术支持。

为了确保含环向表面裂纹埋地管道的安全，需准确获取埋地管道能承受的最大沉降量。在设计压力下，采用全尺寸管道的四点弯沉降模拟试验，获得含环向表面裂纹管道的极限承载弯矩。建立沉降模拟试验的有限元模型，以断裂韧度为失效指标，计算模拟含环向表面裂纹管道的极限承载弯矩。通过模拟试验验证有限元模型的有效性，改变管道模型的裂纹深度可得到一系列含不同深度环向表面裂纹管道极限承载弯矩。同时，采用ANSYS软件建立场地不均匀沉降时的管土模型，分析管道埋深对沉降管道承弯矩的影响。分析含不同深度环向表面裂纹管道的极限沉降量可知，当管道埋深不变时，管道发生失效的极限沉降量与裂纹深度近似线性负相关。当管道裂纹深度不变时，管道的极限沉降量与埋深呈非线性负相关。

为研究海底点蚀管道维修问题，提出了针对不同管道材料和周围环境计算管道失效概率和可靠度指标随时间变化的计算方法，得到了在可靠性限制下的失效概率和可靠度指标的极限值；提出了海底点蚀管道不完全预防性维修模型，采用虚拟役龄和改善因子表征管道每次维修的维修效果，并对改善因子进行敏感性分析，使其能准确反映管道维修效果；提出了管道寿命和成本计算方法。应用上述方法，对某海上油田已运行多年的海底管道进行了实例计算，对比不同维修周期下的管道寿命和维修成本。结果表明：在准确反映管道维修效果的前提下，该模型可以更为合理的成本获得最佳的预防性维修周期，验证了该方法的适用性和正确性。

在油气管网高速发展过程中，管道易发生泄漏、爆炸等事故，提升油气管道重大突发事件的应急处置能力显得尤为重要。以青岛“11.22”事故为例，基于事故发生、发展等基本情况，梳理出事故应急处置过程中的主要时间节点、关键环节，建立了政府和企业应对管道泄漏事故的并行应急任务框架，总结了政府和企业在事故预防、应急准备、监测预警、应急响应、事故善后处置与恢复5个阶段应承担的任务与采取的措施，分析了在应急处置过程中存在的主要问题，指出了青岛“11.22”事故中应对措施存在的不足之处。从法律法规、应急组织、运行机制、应急平台及应急策略5个方面提出了改进中国油气管道重大突发事件应急能力的对策，旨在为中国油气管道重大突发事件应急能力的提升提供借鉴。

为了防止储气库井筒内注气增压过程中水泥环本体产生塑性变形，卸载时产生微环隙导致井筒密封失效。针对储气库套管-水泥环-地层之间的匹配关系，运用ABAQUS建立储气库套管-水泥环-地层组合体弹塑性力学模型，模拟储气库井筒内气压变化过程，结合水泥环和地层弹性模量等影响因素分析储气库套管-水泥环-地层之间匹配关系的变化规律。结果表明：以水泥环本体不发生塑性应变为标准，以套管抗内压强度为限制条件，可为不同类型套管匹配最佳的水泥环厚度；且套管尺寸一定时，地层和水泥环弹性模量越小，水泥环厚度越大，套管承压越大，储气库井筒密封失效的可能性越小。

当前中国主要现行的和规划中的海上能源通道较多，具体航线则更为丰富。根据不同地理位置所涉及国家与区域的自然气候、政治经济等条件差异，各条航线以及各航线内部各段水域所面临的主要风险不尽相同，其中既包含自然条件的限制，也包含其他传统安全与非传统安全因素的影响与威胁。能源对外依存度较高的现实使中国必须在认清各航道风险差异的同时采取因地制宜的策略。在选取了5条对中国能源安全至关重要的能源通道（航线）后，通过文献研究法和比较分析法，以定性研究的视角深入分析和阐述了这5条不同能源通道各自的具体风险以及不同风险的威胁性程度，部分解决了此前相关研究缺乏针对性、特殊性及全面性的问题。各能源通道内在风险不同并且其威胁性排序不同的结论对于相关行为主体制定应对策略具有一定的借鉴意义。

在原油储存与输送过程中，传统的加热方式消耗了大量油气资源。而太阳能是目前储量最大、最清洁的能源之一，提出采用太阳能光热技术对原油进行加热。根据大型原油储运工程的特点，在全面分析太阳能光伏光热利用方式的基础上，设计了耦合电制热、储热功能的原油加热系统及其工作流程；基于热能的供需平衡，对加热原油所需热负荷及太阳能集热系统聚光面积的匹配问题进行计算，获得了特定太阳辐射强度下一定输量或储量的原油在指定温升条件下的热负荷及对应的聚光镜场面积。热负荷匹配计算流程、当量供热与节能分析方法提高了太阳能综合利用效率，为太阳能利用技术在原油储运工程中的应用与推广提供了参考。

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。

压缩机组的防喘振及负荷分配控制一直是制约压缩机组稳定、高效运行的难题，为此提出了一种新的防喘振与负荷分配控制方法。采用PI控制响应、阶跃响应、安全响应及限制控制相结合的方法进行压缩机组防喘振控制，同时通过对压缩机组进出口压力和流量控制、解耦控制及平衡控制来实现压缩机组的性能控制与负荷平衡控制。经过在盖州压气站压缩机控制系统和站控系统上的应用表明：压缩机组进口汇管的压力控制平稳、波动较小，控制效果显著。该方法能够使压气站压缩机组控制更加安全、稳定、节能，且可以达到更高的自动化程度，有利于盖州压气站的安全稳定运行。

西北油田天然气集输管道塔轮段内出现了大量的沉积物，导致管道阻塞严重。为了对沉积物的来源及组成进行分析，利用X射线衍射、X射线荧光光谱、扫描电子显微镜、气相色谱、离子色谱等手段对现场的沉积物、水样、气样进行了表征。确定沉积物的主要组成为FeCO3、Fe3S4、FeO（OH）与S。综合分析当地气候条件及集输气体的变化情况，确定沉积物主要是由CO2腐蚀、H2S腐蚀生成的腐蚀产物与析出S、粉尘的堆积形成的混合物。据此分析了沉积物中各主要物质的形成原因与机理。通过对沉积物不同部位的物质组成进行分析，确定了各主要物质的生成顺序；认为管道内首先发生CO2溶液与H2S溶液对管体本身的腐蚀，其次腐蚀性气体与腐蚀产物继续发生作用，最后发生粉尘与元素S的沉积。集输气体中H2S含量波动过大、水露点过低是造成沉积物形成的主要原因，并据此提出了延缓管道内沉积物形成的具体应对措施。

成品油二次配送是油品供应链的重要组成部分，不同的配送方案将直接影响成品油销售企业的利润，制订合适的油罐车路径规划方案显得尤为必要。以配送总路径最短为目标函数，将成品油二次配送过程中实际的油罐车载质量、加油站油品需求量作为约束条件，考虑油品卸载时间窗，建立了成品油二次配送优化模型，并提出基于混合遗传模拟退火算法的求解方法。分别使用不带时间窗与带时间窗的算例对模型及算法进行检验，结果表明：与优化前的成品油二次配送方案相比，不带时间窗的算例缩短行驶总路程3.66％；带时间窗的算例求解用时仅9.54 s，其计算速度快，且能够满足配送需求。采用基于混合遗传模拟退火算法的成品油二次配送路径优化模型，不仅可以提高计算效率，而且搜索更全面，能够得到更优解。

为了解决压气站离心式压缩机管道内噪声过大的问题，将噪声测量、频谱分析及振动测量3种方式相结合，确定压缩机及其管道的噪声水平、噪声源。以某离心式压缩机组为研究对象，通过噪声测量，发现离心式压缩机阀门前后声压级最高，可达100 dB；通过频谱分析发现，当振动频率分别为90 Hz、1000～1400 Hz时，离心式压缩机管道处噪声的声压级最高；通过对压缩机管道不同位置进行振动测量，发现当振动频率为90 Hz、1 250 Hz时，电压存在峰值，其中90 Hz对应的噪声为压缩机加工过程中形心与质心不重合引起的激振所产生，而1 250 Hz对应的噪声则是由压缩机出口、气体流经阀门处所产生的气流激振所产生。通过CFD方法计算了流体流经阀门所产生的噪声，分析得出阀门处噪声是一种宽频噪声。针对阀门处的噪声源，提出了降噪方法，以期为离心式压缩机的平稳运行提供参考。

绕管式换热器是天然气液化过程的主低温换热器，其壳侧工质的流动特性对换热器性能有重要影响。为了研究换热器管外工质的降膜流动规律，建立了三维的降膜流动模型，基于VOF（Volume of Fluid）方法进行了数值模拟，针对换热器在静止和海上晃荡两种工况，研究了雷诺数和管间距对降膜流动的影响。结果表明：当管间距由4mm增至10mm时，平均液膜厚度减小了38.5％；在晃荡工况下，适当增大管间距有利于改善液膜分布情况；改善液膜在管壁的分布、减小液膜厚度有利于提高换热管的综合性能。对于绕管式换热器壳侧液膜在非稳态条件下的情况开展研究，可为换热器结构改进、装置节能降耗、海上抗晃荡设计提供参考。

成品油管网是国家油气管网的重要组成部分，管网长期运行会产生一定杂质，定期清管可以提高管输效率和油品质量、清查管道严重变形，实施内检测前进行清管可以提高内检测的数据采集精度和数据质量。详细介绍了3种成品油管道清管器的工作原理和特点，提出了内检测前清管器的技术要求，详细阐述了清管实施阶段清管速度的选择，各阶段合格标准的判断以及收发、跟踪、定位等关键技术。研究成果对成品油管道内检测清管实施具有重要的指导意义，对其他类型管道的清管也具有借鉴意义。

在夏季高温环境下，大型LNG工厂易发生设备异常停机问题。以昆仑能源黄冈LNG工厂为例，基于其某年满负荷下各主要装置的循环水冷却、空温器冷却、自然散热等冷却温度点典型数据，运用层次分析法建模，对夏季高温诱发安全问题的各项因素进行权重量化，结合工厂工艺控制参数，制订夏季安全生产方案：当气温超过40 ℃时，开夏季喷淋系统，严格控制循环水出口、丙烯冷凝器循环水进出口水、贫液空冷器胺液出口、酸气空冷器酸气出口的温度分别低于32 ℃、42 ℃、55 ℃、55 ℃；再生气经过再生气空冷器，其再生气后冷器的温度低于35 ℃；压缩机润滑油温度应低于45 ℃；循环水系统进油站换热温度则低于30 ℃。研究结果表明：大型LNG工厂的夏季安全生产不能单一停留在传统的“夏季四防”工作、条例化的安全守则上，应结合生产实际需要，以生产平稳率为前提，将定性的夏季高温诱发问题量化为科学权重，制订切实可行的解决方案，降低生产风险。

海底管道压力试验作为管道投产前的关键验收环节，是业主与施工方的关注焦点。南海深水表层水温与海底温差较大，管内介质与管道周围环境完成热量交换才能进入标准规范要求的保压状态，试压时间很长，对工程成本和投产日期影响较大。因此有必要研究一种既能证明管道的安全、稳定，又能在规定时间内满足投产条件的分析方法。以茂名石化海底管道项目为例，通过详细分析现场数据，对压降进行工艺模拟计算，总结了一种快速验收方法。应用结果表明：该方法可以保证海底管道试压压降波动的合理性和安全可靠性，缩短了试压时间，确保了项目的按时投产。同时分析了试压压降产生波动的原因，对深海海底管道试压具有一定的借鉴意义。

调压装置关键阀门在天然气长输管道输气站的应用越来越多，为了促进天然气调压装置的国产化发展，需要对其关键阀门进行全面梳理与深入研究。通过分析关键阀门的工作原理、性能特点及结构，针对现场实际工况，对关键阀门的选型和应用作出论述。结果表明：调压装置关键阀门在天然气输送和储存中起到了重要作用，国产阀门的主要技术指标已经达到国际同类产品的先进水平。天然气调压装置关键阀门研究对带动中国制造业发展，促进油气管道降本增效具有重要意义。

内蒙古河套地区某区域因经济发展及水利建设需要，筑坝形成泄洪库区，邻近新建库区且处于低洼地段的某在役输油管道因水位上升导致地表水积存而被淹没于水面以下，为了防御输油管道因地表环境变化而面临的冲刷风险，探讨了国内外模袋混凝土护坡技术的发展现状及常见问题。通过调研管道所在地区河流、沟渠等水利工程中模袋混凝土护坡技术的应用实例，结合模袋混凝土护坡施工便利、工期短、耐冲刷、整体性好、后期维护费用少等技术优势，提出了采用模袋混凝土技术对隐患管道进行保护的设计方案：对管道上方填土覆盖并形成管堤后，在管堤两侧进行模袋混凝土护坡保护，并设置通水涵洞。模袋混凝土护坡所具有的特点及优势可为日后油气管道类似隐患整治及河流沟渠穿越工程施工提供借鉴。

多相混输携砂机理的基础研究，是海上油气开发和天然气水合物试采过程中防止气-液-固浆液在多相混输流动体系中形成堵塞的关键。目前，油气开发及水合物试采过程中常常出现出砂现象，故系统地总结了多角度管路中气-液-砂多相临界携砂的实验研究成果，基于此综述了多角度管路中气-液-砂多相临界携砂机理及临界携砂流速的关键影响参数——管道倾斜角度、管道直径、液体黏度、颗粒体积分数，并深入分析和总结了临界携砂流速曳力系数计算的研究进展，为油气开采与水合物试采过程中避免出砂带来的安全问题提供了基础理论依据，并指出了目前研究中存在的问题及今后研究的方向，对多角度管路中气-液-砂多相混输具有一定指导意义。

油气管道风险分析对改善油气管道安全现状具有重要意义，能否准确评估各个风险因素的相对重要程度则是油气管道风险分析的关键。提出了五标度法原则，并结合改进层次分析法计算油气管道安全风险的指标权重，进而判断指标的重要性，以期准确、快速地对油气管道安全状态进行分析和评价。通过对近几年国内公开报道的油气管道事故发生的原因进行整理、统计及分析，发现该方法计算的权重与统计结果高度吻合，验证了该方法的准确性。

为了探究小型储罐充装柴油过程闪火事故原因，搭建了储罐装卸油静电测试实验平台，对金属管道在储罐底部、顶部和金属骨架塑料软管在储罐顶部输入柴油过程储罐内静电电势进行实验研究。实验结果表明：事故企业采用的金属管道底部输油方式在储罐内积聚的静电能量大于柴油蒸气最小点燃能量；保持储罐良好接地是预防储罐充装柴油过程静电引燃事故的有效措施；选用金属管道顶部输入并将管道深入到罐底、在输送管路中靠近储罐位置安装静电逸散罐、控制注油速度等措施均能降低静电风险；储罐内油品输出过程也能产生危险静电电势。

高含水期油井可在原油凝点以下进行低温集输，但集输温度低于其粘壁温度时，会发生原油在壁面粘附积聚的情况，影响油田实际生产运行。基于大量的油田现场实验，利用可视化的实验装置，通过停三管伴热降低油水进站温度的方法，研究华北油田高阳区块油水两相流在不同进站温度下的管输流动特性，得到了进站温度与压降间的关系，并发现粘壁温度下压降突增的现象，从而得到了油田现场测定高含水期油井原油粘壁温度的方法，并测得了高阳区块3口典型油井的粘壁温度，其实际生产条件下的粘壁温度均低于原油凝点3~4 ℃，且油井液量越大，含水率越高，粘壁温度越低。提出的粘壁温度测试方法，对华北油田高含水期油井实现低温集输具有重要的指导意义。

气田集输系统为多级网络结构，通常采用分级优化的方式进行设计，且在计算过程中忽略地形起伏，将障碍物区域简化为平面凸多边形，其计算结果与工程实际相差较大。为了优化设计方案，以管网总长度最短为目标函数，将不同级别站点间的隶属关系、处理量、空间位置限制作为约束条件，建立了多级星状集输管网整体优化模型。在模型中引入三维地形和障碍因素，包含大量离散变量和连续变量，且约束条件呈非线性。为提高全局寻优能力，采用蚁群算法和粒子群算法相结合的群智能技术求解，为复杂地形的管网拓扑优化提供了高效准确的方法。算例计算结果表明：地形起伏和障碍影响管道走向、站点位置、管网长度，对真实地表特征进行模拟，实现三维曲面上的最优避障路径规划，基于三维地形和障碍的集输管网长度增幅约20％。

腐蚀深度预测对于城市燃气管道的安全运行具有重要的意义。为更准确地预测燃气管道腐蚀深度及置信区间，通过模型参数的概率分布，采用贝叶斯估计方法，提出了燃气管道最大腐蚀深度在不同样本独立性下的非线性预测模型，并利用MCMC方法对模型进行求解。结果表明：建立的腐蚀深度预测模型可以较好的预测城市金属燃气管道在不同样本独立性下的腐蚀深度及其置信区间，可以用于定量评估金属燃气管道的腐蚀安全问题。

中国盐岩大多以层状产出为主，盐岩地质条件复杂多变，盐层溶腔形态各异，研究层状盐岩溶蚀成腔的形态特征和主要影响因素，可以为优化造腔工程设计、高效建设储气库提供参考。利用金坛、楚州、五里铺及应城等盐矿的盐层地质资料、生产资料、腔体声呐检测数据，从生产方式、造腔排量、埋藏深度、盐岩品位、夹层厚度及地层倾角等方面分析了各因素对盐腔形态的影响。结果表明：金坛和楚州地区盐腔形态较为规则，五里铺腔体形态和应城盐矿盐腔形态不规则，单井对流或双井对流溶蚀形成的腔体形态相近，盐腔的溶蚀形态是多种因素综合作用的结果，其中盐岩品味和夹层是影响腔体形态规则的主要因素，地层倾角是造成腔体偏溶的决定性因素。研究结果可为储气库井位设计和造腔设计提供依据。

针对油气输送管道内两表面裂纹相互影响的情况，运用有限元方法，模拟分析了X80钢制管道内三维表面裂纹尺寸、裂纹间距对裂纹应力强度因子的影响规律。研究结果表明：两裂纹（分别为固定裂纹与可变裂纹）的间距越大，两裂纹相互作用越小，当间距达到或超过一定值时，对应力强度因子几乎不产生影响，仅需考虑主要裂纹对管道寿命的影响；可变裂纹的相对壁厚比越小或形状比越大，两裂纹相互作用越小，当相对壁厚比小于0.2或形状比大于0.8时，可以忽略其对应力强度因子的影响，且形状比对最大应力的影响远远小于壁厚比与裂纹间距对最大应力的影响。

近年来，中国天然气管网建设事业迅猛发展，同时也滋生出了诸多安全隐患。为了分析天然气管网与其他基础设施在空间、功能上的复杂相互作用关系，以及其中隐含的安全风险，研究引入了相互依赖性的概念，并提出了一种基于相互依赖性的风险分析方法，其包括半定量分析和定量分析两部分。结合该风险分析方法，提出了降低相互依赖性及其风险的建议。

为研究水砂射流冲蚀作用导致临近燃气管道的失效概率，分析了管材的临界应变与砂粒在管壁表面形成塑变脊的影响，推导出冲蚀磨损率预测方程。利用Fluent软件模拟计算水管泄漏射流速度、冲蚀面积分布，并结合冲蚀磨损率预测方程构建冲蚀磨损速率方程。最后基于最小壁厚准则，建立了燃气管道失效概率的计算方法。研究结果表明：①通过临界间距判定分析，可获得不同水管内压、冲蚀时间下的临界间距；②增大水管内压、冲蚀时间、砂粒粒径，减少管道间距、管道壁厚均会导致燃气管道的失效概率增大，其中，管道间距对失效概率影响最为显著。研究结果可为失效场景定量风险评估以及水管与燃气管道并行敷设的间距设计提供参考。

高钢级管道输送是世界天然气管道发展的必然趋势，其中X90管道裂纹长程扩展的阻力是研究的重点内容之一。为了明确断口分离对X90焊管断裂阻力的影响，选取中国小批量试制的X90焊管开展了夏比冲击试验CVN（Charpy V-Notch Test）和落锤撕裂试验DWTT（Drop-Weight Tear Test），对比分析了CVN与DWTT的能量关系、断口分离对DWTT断裂阻力的影响。研究结果表明：对于X90焊管，当CVN能量密度小于450 J/cm2时，DWTT与CVN的能量密度呈线性关系，二者增长速度一致；当CVN能量密度超过450 J/cm2时，DWTT与CVN的能量密度不再呈线性关系，随着CVN能量密度增加，DWTT能量密度缓慢增加。断口分离主要降低了DWTT总能量中的裂纹扩展功，对起裂功无显著影响。与CVN试样相比，全厚度的DWTT试样能够更准确反映断口分离对裂纹扩展阻力的降低作用。

随着废弃管道处置工作的深入开展，对于特殊地段不能拆除的废弃管道，在管道清洗后需要通过填充注浆材料，防止地面沉降。废弃管道的注浆技术，主要是利用水泥、煤粉灰等注浆材料填充废弃管段，增加管体强度，防止管段受到外力压迫而发生变形或破裂，避免引起地上物的位置移动或地面塌陷。以兰郑长管道改线段为试验对象，根据管道注浆的基本原理，自主调配了注浆材料，基于填充要求进行了注浆现场试验。结果表明：注浆技术能够实现废弃管道填充处置的要求，对特殊地段的防塌陷起到关键作用，是废弃管道处置过程中的重要保障技术。注浆技术在兰郑长管道改线段废弃管道处置工程中的实际效果，为该技术的在废弃管道处置中的推广应用奠定了基础。

储气库库容是衡量储气库能力的重要指标，储气库库容变化分析是评价储气库运行状况的重要手段。基于陕京管道系统配套的8座储气库多周期库容变化特点，分析得出这些储气库主要处于稳定运行状态和扩容状态，并在静态库容分析的基础上，引入了有效库容、无效库容、库容有效率等概念，总体评价了陕京管道系统配套储气库库容情况。利用库容有效率指标将8座储气库分为3类，总结了8座储气库无效库容的形成因素，进而提出了提高有效库容的措施及建议。利用有效库容、库容有效率等指标能较好地评价陕京管道系统配套储气库的运行状况，具有较好的实用性，对于中国其他类似储气库的生产运行以及储气库能力评价具有一定的指导作用。

中亚俄罗斯地区是世界第二大油气聚集区，大规模油气开采得益于强有力的油气输送设施，域间各国的合作体现在彼此过境油气输送。中亚油气出口对俄罗斯存在严重依赖，为保障能源出口安全，中亚各国纷纷出台出口多元化政策，但收效甚微。目前，哈萨克斯坦油气出口仍高度受俄罗斯控制，中亚他国要么无法摆脱俄罗斯，要么多元化进程受阻。主要原因在于该地区复杂的地缘局势，美、俄、欧多重势力与利益冲突，多元化之路并非坦途，背后实为大国力量的博弈与再平衡，深受政治、经济、外交、能源等多重因素影响。未来中亚能源出口多元化必将促使俄罗斯过境地位的下降，但鉴于背靠背的地缘关系，俄罗斯的主导作用仍难以取代，双方将在合作与竞争中前行，促进与抑制并存。中国作为油气进口大国，输送通道直接决定了油气的供应安全，为降低因突发事件带来的运输风险，减少对单个通道的过度依赖，有必要加强油气进口路径的多元化，着力打造与资源国油气管道的互联互通，切实保障中国能源安全。

为探究输气站场轴流式调压阀在气-固两相流中的冲蚀特性，以典型轴流式调压阀为研究对象，采用壁厚测量实验和CFD数值模拟的方法，分析了阀体在不同开度下高流速的分布特点及其对关键部分冲蚀速率的贡献，并基于Tulsa模型建立了调压阀冲速率计算模型。结果表明：入口变径管和阀芯笼套处流速高于阀体内流速，属于磨损严重区域；在运行的5年中，开度30％时对冲蚀速率的贡献为1.7％，开度70％时为42.1％，开度100％时为56.1％；随着开度的增加阀内各处冲蚀速率呈增大趋势；建立的调压阀冲速率计算模型，修正了原模型中冲击角度函数f（a），发现当f（a）中X为0.54，Y为－0.91，Z为0.79，M为0.1，N为0.64时，该模型预测精度较高且具有较好的适应性。

目前中国对放空立管与天然气站场的间距按照GB 50183-2004《石油天然气工程设计防火规范》来确定，但该规范未对放空量大于4×104 m3/h的立管与站场的间距做出相应规定。在考虑了放空立管与站场间距的主要影响因素风速与允许辐射热强度的情况下，利用挪威船级社PHAST软件分别计算了冷放空天然气的扩散、点火放空天然气燃烧辐射热影响强度与范围，并给出了50％的爆炸下限（Lower Flammable Limit，LFL）浓度边界空间分布以及允许热辐射强度为4.73 kW/m2的辐射热影响范围。研究结果确定了放空立管与天然气站场的间距，为站内设备操作区、人员住宿区、控制室、值班室等建构筑物的平面布置、站场征地提供了理论依据。

差式扫描量热仪（DSC）、核磁共振波谱仪（NMR）及其衍生的核磁共振成像技术（MRI）作为水合物不同尺度研究的重要手段，可用于水合物成核、生长、分解过程热流曲线的获取，结构信息识别及多相态表征，日益受到国内外学者的广泛关注。阐述了3种方法在水合物研究中的应用现状，介绍了DSC恒压变温和恒压恒温宏观实验方法在水合物热力学和动力学方面的研究进展，总结了MRI在水合物相变过程中微观可视化的研究成果，综述了NMR在水合物结构识别、混合气体水合物中客体分子组成、孔穴占有率及水合数等分子尺度信息获取的应用情况。针对3种方法的优劣和特点，提出了将DSC与NMR结合，进行水合物生成和分解过程多尺度系统研究的建议。

针对深水天然气-凝析液生产系统的流量调和问题，采用主从式-粗粒度混合并行遗传算法（Hybrid Parallel Genetic Algorithm，HPGA）求解得到单井流量估计值，以弥补传统遗传算法（Simple Genetic Algorithm，SGA）计算耗时长的缺陷。HPGA基于多核PC集群的分布式储存，通过线程和进程两级并行实现；节点内部使用主从式并行模型（Master-slave Genetic Algorithm，MSGA），在多节点上应用粗粒度并行模型（Coarse-grained Parallel Genetic Algorithm，CGGA）。以某气田两井生产系统为例，通过对比HPGA、MSGA及SGA的计算时间和计算结果，研究HPGA在虚拟计量应用中的并行性能。结果表明：HPGA的并行效率和加速比占线性加速比的比例均在70％以上，计算时间显著减少，且流量估计误差降低，满足工程运行离线分析的需求。同时研究了加速比和并行效率随进程数和种群数的变化规律，以探讨并行开销的影响。

多气源供气是城市燃气未来发展的必然趋势，为了确保用户安全、环保地利用各类燃气，需要制定燃气互换原则。以北京市多气源供气格局为例，选取典型大气式燃气具，利用高精度动态配气系统配制模拟气源，实验测定燃气具的气质适应性区域。结果表明：部分燃气具会产生CO排放超标的现象，需采取相应的规避措施；北京市远期规划LNG气源全部分布在北京市燃气具互换域之外，若直接与北京市基准气进行置换，会造成大部分居民用户灶具CO排放超标，不可互换；北京市其他规划气源全部分布在互换域之内，可以互换。研究结果有望对国内外城市的燃气互换实践和燃气企业的生产经营活动提供必要的参考。

中国长输油气管道具有运行里程长、分布范围广、沿线环境复杂等特点，研究如何提高管道安全管理水平，尤其是线路巡护方面，对减少管道安全事故、降低管道安全风险、保障管道平稳安全运行具有重要意义。受地理条件限制和自然环境影响，传统的人工巡护油气管道的方式具有一定的局限性，制约了巡护质量和效率。通过研究利用无人机技术巡护油气管道的方法，并结合油气管道企业实际情况进行了可行性验证。结果表明：无人机巡护技术可以有效地弥补人工巡护方式的不足，同时降低巡护成本，提高工作效率，能够促进油气管道企业现代化管理水平的提升，是未来管道巡护发展的重点方向。

LNG工厂冷剂压缩机多次启动将会造成物料损耗和环境污染双重问题，迫切需要对压缩机启动进行优化。选取昆仑能源黄冈LNG工厂为例，其乙烯制冷循环系统冷剂装填完毕后，需在压力为上涨至设计值前立刻启机，否则压力过高，导致压缩机启动负荷过大而启机失败，每次启机失败均需将系统压力释放至0.6 MPa后方可再次尝试启动。根据2015—2017年该厂乙烯压缩机多次启机数据，利用层次分析法进行数学建模。通过对比优选，提出了压缩机一次性启动方案：当压缩机在2 200 r/min低速运转期间，打开放空阀，充分冷却机体后再升速；在升速过程中，当入口温度低于－40 ℃、压力低于当前温度对应露点的压力、喘振阀开度调整至压缩机电流小于1 200 A时，保证机体不发生振动联锁和超负荷，从而一次性启机成功。该方案解决了压缩机反复启动问题，可为其他LNG工厂科学开工提供借鉴。

为有效提高清管器跟踪定位用磁场发射机在清管器和管道内的发射距离，对影响发射机的因素进行理论推导、电磁仿真分析及现场试验，结果表明：发射机的发射距离可以通过将接收机装在清管器钢骨架外部或增大线圈直径以减少发射线圈的匝数（在线圈含铜量不变的情况下）来提高；在较薄管壁中进行清管作业时发射距离也会增强，但不明显；管径对发射距离影响不明显，可以忽略。研究结果可最大限度地提高发射机的发射距离，为增大清管器的监测范围提供理论依据。

中缅油气管道（缅甸段）地质条件复杂，管道穿越若开山区和缅北高原，由于建设期大面积扰动地表，改变了原始地貌，铺设管道后重新回填的土体力学强度低、水敏感性强，受汛期强降雨和洪水的影响，管道沿线出现了大量滑坡、河沟道水毁、坡面水毁、已建水工失效等地质灾害，导致多处露管、悬管，严重威胁了管道的安全运营。重点分析了沿线地质灾害的类型、成因及结构特征，并分别对若开山区和缅北高原的地质灾害提出了防治措施，以期对类似工程提供参考和借鉴。

随着油气管道管内高压封堵技术的发展，为了提高管内高压封堵器封堵的安全性和可靠性，在调研了国外管内封堵器结构设计的基础上，提出了一种适用于管径为508 mm油气管道的单节双封型内封堵器结构方案，并依据设计性能指标进行了封堵能力的理论分析计算。利用有限元仿真分析方法对设计的单节双封型管内封堵器的封堵能力进行仿真分析，仿真分析结果高于指标要求的理论计算值，说明设计的单节双封型管内封堵器封堵能力满足设计指标要求。该研究可为单节双封型管内封堵器结构设计提供参考，对中国管内高压封堵技术水平的进步和装备发展有一定的推动作用。

为实现某浮式生产储油设施上分离器的不停产检修，基于其原油处理流程特点开展一级、二级分离器在线旁通的方案研究。通过FLUENT可燃烃扩散分析验证较宽松饱和蒸气压指标的安全风险，通过配管连接实现了一级、二级分离器的顺序旁通检修，并利用HYSYS模拟调整生产操作参数达到稳定要求。分离器在线检修方案保证了油田的不停产检修，增强了原油处理系统实际生产操作的灵活性，产生了较大经济效益，对原油处理系统的工艺设计提供了有益的参考。

为制定修复计划，确保缺陷及时修复，提出了一种基于漏磁内检测的管道补口失效评价方法。该方法将补口失效内检测信号分为4种类型，其中第1类和第4类信号特征最明显,第2类和第3类次之；分别采用RSTRENG 0.85dL方法和Kastner方法对轴向缺陷和环向缺陷进行评价，并基于腐蚀增长速率边界值对腐蚀增长作出预测；结合信号类型与腐蚀缺陷评价结果，建立了补口失效分级评价与响应准则。根据现场初步应用反馈，该方法具有较高的识别与评价符合率，验证了其准确性与可用性，为基于漏磁内检测的补口失效评价技术工业化应用提供了技术支持。

对浅埋以及考虑崩塌落石冲击作用下油气管道的减荷、耗能缓冲问题进行了研究，通过有限元动力学软件ANSYS/LS-DYNA模拟不同厚度和初始密度状态下EPS（聚苯乙烯泡沫塑料）垫层的耗能隔振效果，在落石冲击荷载作用下，EPS垫层对冲击能量的耗能隔振效应显著。通过对比未设置EPS垫层和设置EPS垫层管道的有效应力时程曲线发现，在同种条件下EPS垫层的耗能隔振效果可达5倍左右。通过对EPS垫层进一步研究得到：1）采用较低密度的EPS垫层可以有效减小埋地管道的峰值有效应力，在实际工程中选用低密度的EPS垫层是较优的选择。2）EPS垫层的厚度与其耗能隔振效应并不成简单的正比关系，随着厚度的增加，埋地管道峰值有效应力呈现出先减小后增大的规律。3）埋地管道上覆EPS垫层厚度应该根据管道的实际覆土深度以及柔性填料的模量确定。研究结果可供实际工程建设参考。

板翅式换热器内部纵横两个维度的流量分配不均，导致其换热性能降低。基于单相流量分配理论和板翅式换热器内部流场特性，通过改变换热器进出口管个数、进出口方式、端部入口管相对位置等，建立新型板翅式换热器结构。基于CFD方法的Fluent数值计算方法，对板翅式换热器优化前后的流量分配特性进行数值模拟，研究优化后的端部入口管相对位置、入口管个数及出口管个数对流量分配的影响规律。结果表明：改变进出口方式可均衡各通道路径在入口和出口处的总压降，可有效改善板翅式换热器的流量分配特性；优化后的板翅式换热器最优结构参数组合是端部入口管相对位置为0.033、入口管个数为5、出口管个数为1，可使气相和液相的流量不均匀度降低约50％，对提高换热器换热性能具有重要意义。

大型LNG储罐一旦发生泄漏，将会对周边人身和财产构成重大威胁。通过调研国内外LNG泄漏扩散的相关研究现状，分别从理论、实验及数值模拟3个方面论述了国内外研究进展，尤其是近年来国内外在数值模拟方面的突破性研究成果。大型LNG储罐泄漏后所形成气体的扩散理论模型主要有高斯模型、唯象模型、箱及相似模型、浅层模型；LNG泄漏实验获取了大量基础数据，主要包括气象条件参数、气云、液池燃烧的相关数据；在数值模拟方面，对LNG泄漏气云扩散方面开展了大量研究，尤其是针对不同影响因素耦合作用下LNG的泄漏扩散演变过程、气云变化形态、影响区域、爆炸范围等进行了模拟分析。通过对比分析发现，数值模拟方法具有成本低、精度高、可操性强等优点，既能有效拓展理论研究、实验研究成果，又能够开展复杂工况下LNG泄漏扩散的研究。对3种研究方法的研究趋势进行了预测，提出了对大型LNG储罐泄漏扩散的研究还需与接收站实际情况相结合，指出在今后的研究中应以数值模拟研究为主、实验与理论研究为辅。

随着中国天然气需求量爆发式增长，LNG接收站外输管道不断增长，出站压力随之不断增高，对压缩机、高压泵等设备性能提出了更高要求。以青岛LNG接收站为例，针对外输压力的变化，提出对其4台高压泵增加4级叶轮的改造方法，研究改造后外输高压泵的性能变化及其对LNG接收站工艺运行的影响。通过对改造后的高压泵扬程、轴功率、效率随着流量增加的变化趋势进行现场测试，结果表明：高压泵增加叶轮后，其扬程、轴功率、效率、电流均显著提高，其中3台高压泵的运行参数可满足LNG接收站现场实际需要，另外1台即使在相同的测试条件下出口压力仍明显偏低；气化器、HIPPS（High Integrity Pressure Protective System）系统、外输管道高报压力及联锁值均需随之上调，接收站高压区连接法兰出现过多处泄漏，应加大巡检频率和力度；当LNG接收站高压泵性能不同时，在运行过程中应尽量选用性能相近的泵。研究结果可为高压泵的国产化设计、制造提供参考。

中国长输油气管道具有运行里程长、分布范围广、沿线环境复杂等特点，研究如何提高管道安全管理水平，尤其是线路巡护方面，对减少管道安全事故、降低管道安全风险、保障管道平稳安全运行具有重要意义。受地理条件限制和自然环境影响，传统的人工巡护油气管道的方式具有一定的局限性，制约了巡护质量和效率。通过研究利用无人机技术巡护油气管道的方法，并结合油气管道企业实际情况进行了可行性验证。结果表明：无人机巡护技术可以有效地弥补人工巡护方式的不足，同时降低巡护成本，提高工作效率，能够促进油气管道企业现代化管理水平的提升，是未来管道巡护发展的重点方向。

为了更深入地了解实际集输管道中的CO₂腐蚀特性，通过高温高压动态腐蚀反应釜模拟油田集输管道的腐蚀环境，使用腐蚀失重、电子扫描显微镜、X射线衍射及能谱分析等方法对X65钢在CO₂/油/水环境中的腐蚀特性进行研究。结果表明：随着原油含水率的增加，原油含水率较低（40％～50％）时，原油的浸润作用使X65钢表面发生均匀腐蚀，由于原油吸附的不均匀性引起局部点蚀；含水率在70％～80％时，原油对X65钢表面的屏障作用减弱，生成的产物膜厚而疏松、局部脱落引发台地腐蚀；含水率为90％时，台地腐蚀进一步加重，其破坏区域扩大，X65钢的腐蚀严重。原油的存在可改变腐蚀产物晶体颗粒大小、堆垛方式、产物膜结构及化学成分，从而起到一定的缓蚀作用，随着腐蚀环境中原油量的减少，其缓蚀作用逐渐减弱。

优化成品油管道沿线泵站开泵方案可降低管道运行能耗。针对包含泵机组并联运行模式及配备变频泵的成品油管道，考虑沿线节点压力、过泵流量等约束，基于已有批次输油计划，建立以运行时间内管道全线运行能耗总和最小为目标的混合整数线性规划模型（MILP），采用分段线性化方法对模型中的非线性约束进行处理，并利用分支定界算法求解。利用该模型求解了中国某条成品油管道的优化配泵方案，计算耗时213.76 s，所得结果符合约束限制，具有较强的实用性。研究成果为中国成品油管道优化运行提供了指导。

漏磁管道检测技术是一种应用较为广泛的无损检测技术。为了帮助中国企业了解更多的行业竞争态势，合理制定企业知识产权布局，研究漏磁检测技术相关专利信息尤为重要。通过检索全球漏磁管道检测技术领域的专利信息，分析了漏磁管道检测技术在全球的专利布局情况和主要国家、主要申请人的专利布局策略。研究结果表明：近年来中国在漏磁管道检测技术方面的专利申请量和公开量增长迅猛，国外申请量保持平稳的趋势；国外主要申请人全部为企业，而中国主要申请人为高校、科研院所等，说明中国有大量研究成果尚停留在实验室阶段，等待产业应用。

为探究磁处理技术对含蜡原油降黏效果的影响，利用自行研制的静态磁处理装置研究磁场强度、磁处理温度、磁处理时间对含蜡原油降黏效果的影响；采用偏光显微镜对磁处理前后含蜡原油蜡晶结构进行观察并分析磁处理含蜡原油的降黏原因。静态磁处理结果表明，最佳磁处理条件是：磁场强度100 mT，磁处理温度49 ℃，磁处理时间10 min，影响磁处理效果的因素按影响程度高低依次是磁处理温度、磁处理强度、磁处理时间；通过显微观察试验发现磁场促进了含蜡原油中小蜡晶颗粒的聚集，使得大蜡晶颗粒的数量增多，液态烃的流动截面积增加，进而降低了含蜡原油的黏度，提高了含蜡原油的流动性。

天然气水合物具有极高的开采价值，热激法是天然气水合物开采的重点研究之一。当前热激法的主要注热方式有注热流体、井下电阻加热、微波加热、太阳能加热等。其中注热流体具有操作简单，流体循环利用等优点，但能量利用率较低，适用于饱和度较高的水合物开采；井下电阻加热热损失较小，适用于开采井井深较大的情况；微波加热能量转化率高，对水合物具有更强的靶向加热作用；太阳能加热清洁环保，符合可持续发展战略目标。微波加热和太阳能加热两种方法具有很大的开发潜力和广阔的发展前景，但目前的技术发展尚不足以进行推广。对国内外热激法开采天然气水合物的研究进展进行了综述，分析了不同注热方式的优缺点，研究结果可为未来水合物开采提供参考。

在长输天然气管道运行费用构成中，压气站自耗气费用成本占比50％以上，基于能耗最优的压气站运行优化具有重要意义。以中亚天然气管道加兹里压气站为例，针对该站场存在的高温天然气输送及不同输量与压缩机组匹配的特殊运行工况，借助SPS仿真软件及历史运行数据，模拟计算了不同工况下自耗气量的变化规律，量化分析了不同工况所导致的额外自耗气量。模拟结果表明：压气站进站天然气温度每上升5 ℃，压缩机组自耗气量增幅6％；在一定的输量范围内，采用低效率的双机组运行模式，每天将增加1×104～3×104 m3自耗气量。制定了基于月度输气计划压气站能耗优化的压缩机组匹配工艺方案。研究成果可为长输天然气管道压气站开展能耗优化提供参考。

燃气轮机在运行过程中常常出现压气机积垢、涡轮腐蚀及侵蚀等问题，将会导致各部件性能衰退，对整机运行状态造成消极影响。基于性能仿真模型，研究了用于天然气管道的LM2500+SAC型燃气轮机的高压压气机、高压涡轮、动力涡轮等部件在等熵效率衰减和通流能力变化时，其高压压气机喘振裕度、最大允许输出功率及热循环效率的变化情况。仿真结果表明：高压压气机、高压涡轮等熵效率衰减均会导致燃气轮机最大允许输出功率明显下降，且热循环效率也会随之降低，但部件通流能力的变化对整机性能的影响较小；为双转子航改型燃气轮机配备具有可转导叶的动力涡轮后，通过增加其通流能力和燃料气供应量，能够有效提升故障机组的最大允许输出功率。研究结果可为故障部件定位和燃气轮机运行优化提供参考。

机器人是当今最为先进的储罐底板定量在线检测手段，然而中国尚无此类机器人设备，无法适应未来管道智能化发展的需求。针对中国首台储罐底板在线检测机器人的研发工作，介绍了该技术的发展现状，并依据中国储罐特点与检测需求，提出机器人设计需要考虑的因素和功能的实现方案。研究表明：机械结构设计、关键功能单元实现方案、防爆设计及必要的辅助设计是机器人开发的重要内容。机械结构设计重点考虑外形尺寸、质量、驱动方式、传感器搭载机构、缆线重力平衡、制作材料、淤积层处理等因素；机器人基于声波到达时差原理确定位置和方向，采用浸入式超声技术进行缺陷检测；采取组合防爆措施使机器人的设备保护级别达到Gb级以满足多数应用场合。设计方案和研究成果对于中国储罐机器人在线检测技术的发展和设备国产化具有重要意义。

随着天然气管道生产管理模式的变革，压气站区域化管理作为一种先进管理理念得到了逐步推广，需要区域化管理、无人值守、远程调控等各类生产运行技术作为支撑，压气站一键启停站技术是其重要的技术基础。以盖州压气站为试点，通过对天然气管道压气站采用站场及压缩机工艺流程全自动化控制改造、控制系统配置优化、站控与压缩机控制系统深度融合、压缩机辅助系统整合等优化措施，具备了实现一键启停站的硬件基础。一键启停站从软件功能上分为一键启站和一键停站两部分：一键启站由状态反馈与报警检测、站内工艺流程自动导通、压缩空气系统自启停、压缩机厂房风机自动分配、压缩机组一键启动、防喘控制与负荷分配的自动投用与退出6个部分组成；结合压缩机组的3种停机模式及其工艺需求，一键停站则分为了正常停站、多机停止、多机保压停机、全站ESD、多机泄压停机5种自动停站方式。盖州压气站试点的成功应用，表明中国压气站控制水平取得较大进步，为后续压气站的建设和改造提供了经验和技术基础，同时也对长输液体管道的一键启停提供了借鉴。

针对非常规突发灾害事故情景建模中信息资源丰富但来源众多、异质特性明显及微观分析不足等问题，研究采用知识元表示法，从突发灾害事故的情景状态、应急救援活动、孕灾环境与承灾体4个角度进行描述，结合灾害事故演变不确定性、自组织性的特点，构建基于动态贝叶斯网络的灾害事故动态情景模型。通过青岛“11·22”输油管道泄漏爆炸事故，验证基于知识元和贝叶斯网络的非常规突发灾害事故动态情景模型的科学性和有效性。结果表明：动态情景模型的情景演化路径与实际管道泄漏事故演化的顺序基本相同。研究结果可为非常规突发灾害事故的预防方案提供一定的参考依据。

以美国腐蚀工程师协会（NACE）于2016年提出的适用于多相流管道的内腐蚀直接评价标准（MP-ICDA）为对象，研究其应用方法及步骤，检验其可靠性，为国内内腐蚀直接评价方法的实施提供参考。利用多相流理论，以中国某油气水混输海底管道运行工况为基础，建立内腐蚀预测模型，结合高温高压反应釜实验与电化学实验，将MP-ICDA标准成功应用于多相流管道。结果表明：海管低洼上坡段腐蚀风险较高；缓蚀剂对海管内腐蚀有较好的抑制作用；实验结果与内腐蚀预测模型预测结果接近，证明了预测模型的可靠性。研究结果表明：MP-ICDA对预测管道腐蚀位置与风险大小具有一定的指导作用，可为中国管道完整性管理提供决策依据。

以酸性气田集输管网中16MnR和20号钢为研究对象，开展应力诱导型氢致开裂分形试验，以验证相关理论模型的正确性。试验制备了两种管线钢的双悬臂梁试件，并将其浸入到不同H2S体积摩尔浓度的腐蚀溶液环境中，通过断口数据取样分析及计算，验证了管线钢氢致开裂的断口形貌具有分形特征，以及应力强度因子KI与分形维数D具有对数正比趋势的关系，同时验证了氢致开裂判据模型、氢致开裂分形扩展速率模型、氢致开裂分形物理机制模型的正确性，可为在役管道氢环境下的裂纹扩展速率的预测提供参考依据。

水环发生器是水环输送稠油技术的重要装置，为改善水环稳定性同时提高输油效率，优化水环发生器结构至关重要。针对水环输送稠油的减阻机理进行分析，并开展水环发生器结构优化数值研究。模拟采用VOF模型，建立了水环流动数值模型，并完成了模型验证，研究了水环发生器不同间隙厚度对其稳定性的影响，探讨了水环发生器间隙尺寸对水环输油效率的影响，得到了水环发生器最佳间隙厚度。结果表明：间隙厚度存在一个最佳值，过小不利于水环的形成和稳定，过大则会降低输油效率。研究结果为水环输送高黏原油提供了理论指导。

基于机动封围设施技术参数确定的需要，开展洞库油罐溢油在坑道中流动规律的研究，结合明渠非恒定流理论，建立了描述油料在洞库坑道中流动特性的物理模型，采用特征线法给出了在给定初始条件和边界条件下该模型的数值解，得到了泄漏油料在坑道中的深度及流量随泄漏时间的变化规律，同时研究了不同泄漏流量对油料流动的影响。泄漏流量越大，其在坑道中流动的流量也越大，油料的深度越大，同时油料流动的距离也越长。离泄漏油罐越远，不同流量下油料的深度和流量差别越小。研究成果为油库溢油机动封围设施的优化设置提供了技术支撑。

日东原油管道通过使用静态掺混装置实现高黏油掺混输送，运行中积累了大量实际生产数据。介绍了日东线的掺混工艺、输送油品的物性、掺混界面的移动对运行参数的影响及油品静置对启输的影响，并通过分析黏度异常事件中流量、压力、黏度等重要参数的变化原因，进一步阐述了掺混输送对管道运行的实际影响。结合生产实际情况对今后生产运行提出了相应的建议，可为安全输送掺混油提供技术支持。

大型天然气往复式压缩机结构复杂，在设计过程中需要进行多次优化。但优化设计通常仅考虑单个零部件的要求，其优化结果对于其他零部件和压缩机整体性能则考虑不足，常常出现零部件返工、整体质量不合格等问题。提出了一种基于HAZOP（Hazard and Operability Analysis）的压缩机优化设计可靠性评估方法：构建压缩机层级结构，对设计变化信息在单元界面之间传递的过程开展研究，采用HAZOP对信息传递路径中导致的影响后果进行可靠性评估，在设计阶段制定合理的应对措施。将该方法应用于某压缩机曲轴优化设计中，结果表明：在确保压缩机可靠性的前提下，该方法将曲轴主轴颈和曲柄销直径从182.8 mm优化至177.8 mm。基于HAZOP的压缩机优化设计可靠性评估方法充分考虑了设计信息变化对其他单元及压缩机整体性能的影响，提高了压缩机可靠性。

针对重型液罐车在紧急避障或转弯时液体和车体相互耦合作用引发的侧翻危险，用势流理论建立液体晃动控制方程并求解液体晃动力和力矩，结合半挂车刚体模型，将液体晃动模型统一到液罐车整车模型中。在鱼钩工况下，对比分析装载等质量液体和固体在激励作用下对罐车稳定性的影响。在这种非稳态因素影响下，设计了最优控制策略，并进行TruckSim/Simulink联合仿真分析。结果表明：提出的最优控制策略提高了车辆的鲁棒性，对增强液罐车稳定性具有指导意义。

天然气输气站场ESD系统是SIS保护层的重要环节，专注作用于工艺过程失控时的风险降低。西气东输管道公司站场使用的ESD系统，存在ESD按钮回路故障、系统接地等隐患，有可能导致工艺过程失控，影响系统安全性及可用性。通过分析西气东输管道公司10年里所有ESD误触发事件，比较不同类型的ESD按钮回路及配套数字量输入卡件特点，选择最合理的提升措施，提出有效建议，使设备达到最佳的安全性和可用性，降低ESD误触发频率，可为输气站场ESD系统运行维护、升级改造、更新换代提供借鉴指导。

针对单一缺陷油气管道的剩余强度预测问题，深入分析影响管道剩余强度的相关因素，对主成分分析（PCA）、支持向量回归法（SVR）及PCA+SVR的基本原理和组合过程进行介绍，利用从文献中获取的单一缺陷管道相关数据，使用PCA对影响因素进行降维处理，最后使用SVR模型进行剩余强度预测，并将预测结果与其它常见模型和计算方法进行对比，以此验证该模型的可行性。研究结果表明：在所有影响因素中，管道钢级对油气管道剩余强度的影响最大；PCA+SVR预测模型的预测平均误差为1.91％，均方根误差为0.34，证明此方法具有较高的准确率，但所有预测结果均小于实际剩余强度，证明该方法的保守性相对较强，会引起管道工作效率下降。

为了研究LNG接收站项目高低压火炬集中布置的可行性，结合火炬燃烧辐射热计算软件Flaresim和火炬泄放原理，分别建立低压火炬燃烧、高低压火炬同时燃烧的热辐射计算模型。模拟了低压火炬燃烧、高低压火炬同时燃烧时热辐射、噪音等参数的变化规律，计算了接受热点火炬分液罐的热辐射、噪音。结果表明：对于接受热点，高低压火炬同时燃烧时热辐射为1.578 kW/m2，噪音为89.85 dB，满足操作人员接受辐射强度和噪音的要求，表明高低压火炬集中布置方案是可行的，可为类似改扩建项目提供设计思路。

天然气管道压缩机组目前使用的RB211-24G型燃气发生器，由于设备不断改型以及采购批次不同等原因，燃气发生器可调进口导向叶片部件在构型上存在差异，现场压缩机组控制系统在软硬件上也存在差异。作为燃气发生器上的核心部分，可调进口导向叶片在燃气发生器启停机和正常运转过程中起到了关键的作用。通过深入比较不同构型之间的差异，找出MOOG阀的控制特性，对不同控制系统软硬件进行对比研究，提出了相应的控制系统改造方法。通过在压气站现场进行实际改造，最终实现对可调进口导向叶片的有效控制，减少了压缩机组空机位的情况，提高设备利用效率，提升管网的保障能力。

往复压缩机出口管道的振动容易引起管道疲劳破坏，可以通过改变管系内气柱的固有频率来避开往复压缩机的激振频率。结合往复压缩机与管道系统的振动机理及减振方法，建立了往复压缩机结构等效数学模型，利用振动分析软件对机体进行声学脉动模拟仿真，并依据分析结果对其出口管道进行减振设计。研究表明：增设孔板可明显降低往复压缩机出口管道的固有频率，使之避开共振响应区域，降低管系气柱压力不均匀度和脉动幅值，其仿真模拟为往复压缩机的安全使用与疲劳计算提供了科学依据，也为后续的配管设计工作提供了理论与参考。

天然气管道压缩机组目前使用的RB211-24G型燃气发生器，由于设备不断改型以及采购批次不同等原因，燃气发生器可调进口导向叶片部件在构型上存在差异，现场压缩机组控制系统在软硬件上也存在差异。作为燃气发生器上的核心部分，可调进口导向叶片在燃气发生器启停机和正常运转过程中起到了关键的作用。通过深入比较不同构型之间的差异，找出MOOG阀的控制特性，对不同控制系统软硬件进行对比研究，提出了相应的控制系统改造方法。通过在压气站现场进行实际改造，最终实现对可调进口导向叶片的有效控制，减少了压缩机组空机位的情况，提高设备利用效率，提升管网的保障能力。

伊洛瓦底江穿越是建设期中缅油气管道的控制性工程之一，工程采用定向钻方式分别穿越主河和岔河，管道从江心岛直埋通过。由于伊洛瓦底江两岸未采取规范治理，河道不断摆动，导致管道穿越出土点位置处河岸不断塌陷，管道濒临露管风险。为了确保管道安全运营，经过实地调研与分析，制定了一套经济可行的临时整治方案：木桩石笼透水丁坝群+木桩石笼护岸。现场实施后表明，该方案能够经受住汛期考验，取得了较好的防护效果，可为今后类似工程的治理提供借鉴。

成品油携水沿上倾管道流动会产生复杂的流动型态，准确识别油水两相在上倾管道中的分布特征是深入认识油携水规律的基础。针对实验中采集的上倾管油水两相流图像，提出一种基于图像处理的上倾管道油水两相分布特征识别方法：先将原始图像转化为灰度图像，剔除图像中的无用信息；再调整图像的灰度，以提升对比度，凸显图像细节；后对图像进行中值滤波处理，消除图像拍摄过程中的随机噪声；最后对图像进行边缘检测，分割出油水两相边界，识别出相分布特征。该方法能分割出清晰的油水两相边界，从而识别出管道中油水两相流相分布特征。研究成果适用于各工况下油水两相相分布特征识别，为多相流图像处理特别是流型识别提供了指导。

随着高钢级、大口径、大壁厚管道建设以及对运行安全和环境保护要求的提高，传统的手工焊和半自动焊已不能满足施工质量和效率的要求，自动焊技术开始大面积推广应用。自动焊技术是基于坡口、组对、焊接于一体的管道施工技术，采用液压传动技术、机械制造技术、自动控制技术结合焊接工艺，完成现场管口的焊接任务，其焊接质量和焊接效率的稳定性在流水施工作业过程中优势明显。系统介绍了自动焊技术特点，阐述了国内外管道坡口机、内焊机、外焊机以及自动焊技术的发展现状，并对未来自动焊装备的发展趋势进行了展望。

旋流气液分离器能够实现高气速、高气液比工况下的气液分离，满足了降本增效的要求。通过调研国内外水下旋流气液分离器的研究成果，对不同类型的水下旋流气液分离器进行了重点评述，从旋流场内液滴破碎机理、分离器内部流场参数等方面论述了水下旋流气液分离器的理论研究进展。结合工程实际需求，提出了水下旋流气液分离器研究中的不足及其未来的研究方向：建立水下旋流气液分离器的独立设计准则；进一步完善液滴在旋流场中破碎与聚合的理论研究；将旋流气液分离器与其他形式的分离器相结合，形成综合性的分离系统。

随着中国人口的增长和工农业生产规模的持续扩大，土壤污染问题日益严重，石油类污染物对土壤的污染是当前土壤污染的突出问题。通过模拟野外土壤密度和含水条件，开展了室内土柱实验，分别研究了0#柴油在含水土壤中毛细上升、下渗及水平运移的特性，为全面了解石油类污染物在土壤中的运移行为，石油泄漏后的污染控制与治理提供依据。研究结果表明：柴油在土柱毛细上升的过程中，运移初期和末期上升高度的平方均与时间呈线性关系；油品泄漏后，污染土壤的主要运移方式是重力下渗，大颗粒土壤条件下，柴油的运移是以重力下渗为主要运移方式，而对于小颗粒土壤，毛细作用将显著影响柴油的运移；柴油下渗运移的速率明显高于毛细上升的速率；柴油水平运移的初始阶段，柴油的运移速率明显高于柴油的毛细上升速率，在末期两者运移速率趋于一致，说明分子级别的铺展作用受重力的影响较小。

中国天然气管道行业正朝着规模化、网络化方向发展，整个管网系统运行期的输气保障能力受到广泛关注，对其完成输送任务的可靠性进行评价显得尤为重要。为了使大型天然气管网系统安全、高效运行与管理，对管网系统可靠性指标、系统可靠度计算、单元可靠度计算、可靠性数据及可靠性管理开展了研究。提出了包括可靠性类、维修性类以及健壮性类的3层系统可靠性评价指标体系；建立了基于管道工艺仿真的物理管网系统可靠度分布式阶梯计算模型，能够实现管网/管线/站场系统可靠度的简化、快速计算。将该计算模型在某压气站进行案例试算，按照站场系统→典型结构→基本回路→设备单元的顺序，将管网拓扑结构由上至下拆分为不同层级的可靠性框图，再利用单体设备可靠度由下至上依次计算各层级可靠度，获得该压气站在不同压缩机启停方案下的可靠度。该研究成果今后持续开展大型天然气管网系统可靠性评价及管理奠定了基础。

桁架作为油气管道跨越某些障碍物时的支撑体之一，若发生破坏会威胁油气管道的安全运行，对已发生破坏的桁架设施进行安全评价十分必要。普光气田P201~P301桩某冲沟跨越因实际施工时变更设计方案、场地沉降的原因，导致桁架西端工字梁腹杆出现变形、管箍出现损坏，以该跨越桁架为研究对象，建立跨越结构在沉降状态下的有限元模型，运用AUTOPIPE软件对桁架变形与受力情况进行分析。结果表明：桁架的3根长弦杆是安全的；最西端横梁的轴向内力、垂直方向剪力、水平方向弯矩均远远大于东端横梁的受力与弯矩，其所受的最大相当应力超过许用应力，处于不安全状态；除最西端横梁外其他横梁均是安全的。针对西侧横梁的不安全性，建议去除桁架西侧盖梁顶与工字钢中间的支撑构件，以减少受力，并需定期对该桁架设施进行检测。

管道的控制是油气管道建设必不可少的部分，对其进行仿真模拟具有重要的指导意义。通过K-Spice软件建立单管泵阀模型，在模型上加入PID控制进行仿真，同时在SPS软件上进行相同的单管泵阀模型的PID控制仿真。通过二者的仿真结果对比分析说明了K-Spice软件在模型控制仿真方面的可行性与优异性。K-Spice软件的PID控制模型仿真结果较为理想，而且更为方便、合理，为之后使用K-Spice软件进行更为复杂的管网系统模型控制仿真奠定基础。

用低凝原油稀释高凝原油，实现高凝原油的常温输送既能减少长输管道前期加热设备的投资，又可降低原油输送过程中的燃料消耗。通过对新大一线低凝与高凝原油混合输送过程中运行参数的数据分析，总结得到其混输过程中的5个现场实际问题。分别对各个问题进行分析，提出了相应的应对策略，以期为高凝原油常温输送的安全生产提供有益借鉴。

为了研究天然气管道的泄漏定位技术，结合龙格-库塔法，建立天然气管道的数学模型。利用该模型，基于试验仿真系统模拟天然气管道泄露，并计算得到泄露点位置；将定位结果与传统次声波检测定位结果进行对比，验证基于龙格-库塔法的管道泄漏检测技术的定位精度。仿真试验表明：采用龙格-库塔法的泄漏检测定位技术能快速、简单地检测管道中的泄漏，当流量为210~400 L/min时，定位精度可由次声波检测的3~10 m减小到0.5~4 m；该泄漏检测技术相比传统的次声波检测更加先进，提高了检测定位的精度，未来可以对该技术加以改进，并进行推广。

为了探讨含泥岩夹层盐穴储气库在可燃气体爆炸作用下的稳定性，利用有限差分法软件FLAC^3D，建立盐穴储气库数值模型，分析爆炸荷载作用下含泥岩夹层盐穴储气库的动态响应，包括储气库围岩的应力状态变化、地震动幅值及稳定性等。结果表明：在可燃气体爆炸荷载作用下，泥岩夹层与盐岩中应力变化基本一致，不存在明显的薄弱部位；人工拟合爆炸波对洞室围岩冲击作用比三角形爆炸波进程作用强；可燃气体爆炸作用对洞室围岩破坏的影响有限，随深度迅速衰减；深埋盐穴储气库比浅埋洞室抵抗爆炸作用的能力更强，有利于储气库洞室的稳定性。

以含蜡原油-水两相为代表的混输是油田集输生产中普遍采用的储运工艺，在油田地面工艺优化及节能增效开发的背景下，混输过程中面临的流动保障问题因油水乳化机制的影响而更为复杂和严峻。集偏光显微观察实验与普通光显微观察实验于一体，通过建立油水乳化体系中蜡晶形态及聚集行为的表征方法，实现了乳化水存在下蜡晶微观形态及聚集结构特征的直观再现，并定量化构建了乳化机制影响下蜡晶特征参数的分布规律。结果表明：随着温度升高、乳化剪切作用增强，蜡晶形态、结构趋向规则化，且其聚集行为受到抑制；含水率对油水乳化体系中蜡晶形态及其聚集行为的影响则表现出在转相点附近发生特征转变。这种对乳化环境下蜡晶形态及其聚集行为的定量表征和分析为深化理解管输剪切流场中油水两相蜡沉积过程的作用机制提供了必要基础和有益依据。

为更加准确地确定盐岩变形参数，利用弹性力学理论推导出常规三轴压缩试验确定盐岩变形参数的计算公式。对某地下盐穴储气库区盐岩试样进行单轴、三轴压缩试验，对比分析两种试验方法获取的盐岩变形参数结果；并研究以单轴压缩试验为依据确定盐岩变形参数时，应力-应变曲线不同变形段的选择对变形参数的影响。结果表明：采用初始弹性变形阶段的应力-应变增量求取盐岩变形参数时，利用三轴压缩试验方法所得到的结果更接近实际；以单轴压缩试验为依据确定的盐岩弹性模量及剪切模量与实际有较大误差，对应抗压强度5％~10％弹性变形段参数结果较10％~30％弹性变形段参数结果更为准确。研究成果可为合理确定盐岩变形参数提供参考。

为了验证开源软件OpenFOAM在化工泵数值计算中的准确性，以OpenFOAM5.0为平台，在0.3 Qd～1.4 Qd（Qd为设计工况流量）的工况范围内对IH型化工离心泵进行稳态和瞬态全流场数值计算。流动控制方程选取标准k-ε湍流模型，稳态和瞬态计算分别采用simpleFoam和pimpleDyMFoam求解器。通过后处理软件ParaView显示计算得到的泵内流速、压力及流线分布，分析泵内旋涡与流动损失的关系，预测计算泵的扬程、输入功率及效率等外特性参数。在同样的计算模型、网格及边界条件下，将开源软件OpenFOAM和商用CFD软件预测计算的泵性能参数与实测结果进行对比，结果表明：OpenFOAM在化工泵性能预测方面有较高的精度。

为研究气液两相流的流型变换规律，建立计算精度高的气液两相流水力计算模型，以Shoham和Kokal的实验数据为基础，对通用流型判别法、改进的Taitel-Dukler流型判别法及段塞流特征分析法用于气液两相流流型判别的效果进行验证。基于以上3种判别方法，给出流型判别图，并与实验数据进行对比，总结出3种判别方法的特点。结果表明：通用流型判别法和段塞流特征分析法对气液两相流流型的判别结果较好，其中通用流型判别法的计算适用性更强，研究成果为气液两相流水力计算提供了流型判别算法的选取依据。

为研究腐蚀疲劳裂纹在蚀坑处萌生位置差异的本质和预测腐蚀疲劳裂纹起始寿命，采用双参数模型描述点蚀坑形貌，并基于三维有限元模型分析了不同点蚀坑形貌下的应力集中情况。以此为基础分析了蚀坑深度、深径比及位置等参数对蚀坑不同位置应力集中的影响规律。依据腐蚀疲劳现象学观点，建立了三维双参数点蚀坑腐蚀疲劳裂纹萌生评估模型，分析不同蚀坑形貌下腐蚀疲劳裂纹萌生的临界值。研究表明：控制腐蚀疲劳裂纹萌生的条件有蚀坑深度和蚀坑形状；萌生于蚀坑处不同位置的腐蚀疲劳裂纹的临界值都可采用蚀坑临界深度值表示。所建模型的有效性和合理性得到了有效验证，为工程实际中遭受腐蚀疲劳损伤结构的腐蚀疲劳起始寿命预测提供了一种可行性方法。

为了解决楔形双闸板闸阀在实际应用过程中密封失效的问题，利用ANSYS软件对闸阀进行有限元建模，并进行热力耦合分析与密封性能评价。结果表明：在热应力和介质压力作用下，最大Mises应力出现在出口阀座处；出口阀座上两条危险路径上的3种不同应力强度评定结果均不合格，且出口阀座密封面的最大密封比压超过许用比压。通过以上分析结果，并结合闸阀的结构，找出了闸阀密封失效的原因，并对闸阀结构进行了优化。结果表明：结构优化后的出口闸阀的最大Mises应力、密封面的最大密封比压均大幅降低，两条危险路径上的3种不同应力强度评定结果均合格，能够有效地解决密封失效的问题。研究结果可以为楔形双闸板闸阀的结构设计与优化方面提供参考。

由于深埋地下洞室的高地应力对洞室稳定性有很大影响，洞室的稳定性、耐久性对所储油品的密封极为重要，且洞室的稳定性关系到整个项目的成败，因此，依托辽宁某真实地下水封石油洞库工程，对其稳定性进行FLAC3D数值分析，分析了储油洞室在实际施工开挖工况下的稳定性，并从围岩应力和位移变形两方面分析了无支护和有支护两种工况下洞室的稳定性。结果表明：储油洞室处的围岩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。通过模拟分析得到了洞室在开挖过程中的薄弱部位，应当在设计和施工中加强支护及监控量测。研究成果为大断面地下水封石油洞库储油洞室稳定性的研究提供了理论基础。

为了治理冻土区埋地油气管道管沟融陷工程病害，通过对管道病害现场调查，结合现场地质勘探、含水量试验测试及管周土体温度监测，分析了融陷病害的发生机理，并结合管沟融陷形成因素，提出了相应防治措施。结果表明：冻土区埋地油气管道管沟融陷病害的发生与地层土质、土体含冰量、冻土类型、管道热扰动及施工方式等因素有关；冻土区埋地油气管道的敷设应选择合理的施工季节，综合分析冻土环境因素，确定合理的管道埋设深度，设置管道隔热保温措施，加强管道运行状态监测和科学管理，从而保证管道安全运行。研究成果为冻土区埋地油气管道的设计、施工及安全运营提供借鉴。

橡胶筒是油气管道内封堵器封堵模块中的核心部分，为了研究橡胶筒轴向长度对封堵过程的影响规律，通过橡胶材料的力学性能测试及材料非线性和接触非线性理论研究，结合动力学有限元仿真分析方法，建立了封堵器橡胶筒封堵过程力学模型。利用该模型进行了不同长度橡胶筒封堵过程的模拟仿真分析，总结了橡胶筒长度对封堵性能的影响规律。研究表明：在同样的驱动力作用下，随着橡胶筒有效长度的增加，橡胶筒与管壁之间的接触力不断减小，相对产生的等效应力和接触应力也减小。因此在封堵器橡胶筒选型阶段，在保证压缩后有效密封长度大于封堵所需安全长度阈值的前提下，应尽量选择有效长度相对较短的橡胶筒结构。

管道内检测器皮碗是管道内检测器的重要组成部分，其力学行为对管道内检测器的运行有着重要影响。为了研究管道内检测器皮碗过盈量对皮碗力学行为的影响，以直径为800 mm的管道的内检测器皮碗为研究对象，分析了聚氨酯材料的力学特性，建立了用于分析管道内检测器皮碗过盈量的二维轴对称有限元模型。通过计算分析，得到了皮碗过盈量为0～10％时，唇缘接触应力、唇缘接触长度、夹持端角度、唇缘角度、折点内外侧应力的变化趋势。并通过拟合，得到了过盈量与上述参数之间的关系。研究结果表明：随着皮碗过盈量增加，皮碗唇缘应力趋势由指数下降趋势逐渐转化为线性下降趋势；皮碗唇缘接触长度、夹持端角度的增长速率随皮碗过盈量增大而快速增加；折点内外侧应力增长速率均随皮碗过盈量增大而减小；皮碗唇缘角度随着皮碗过盈量增大而线性减小。

及时评估新建高压输电线路对附近管道的干扰，并采取一定的措施以缓解管道交流腐蚀风险、降低施工费用具有重要的意义。为了判断某新建高压输电线路对埋地管道交流干扰程度并采取相应的缓解措施，利用数值模拟技术结合现场测试校正，建立了管道交流干扰计算模型，预测了新建高压输电线路对管道的交流干扰程度，并根据管道周围环境特点设计了深井地床排流缓解措施，测试结果表明数值模拟计算结果与现场实测结果基本吻合，验证了合理设计深井地床能够有效缓解管道的交流干扰。实际工况的复杂性使得计算模型不可能完全与现场一致。对于新建输电线路，可利用附近已有的输电线路干扰情况对计算模型进行校正。

准确掌握燃气轮机的气路性能参数，对输气管道燃驱压缩机组的运行维护具有重要意义。建立了一种基于一维Newton迭代的燃气轮机气路性能计算方法，并通过引入“虚拟部件”的概念对具有复杂气路结构的燃气轮机进行模型简化，使建立的计算方法具有更广泛的适用性。在此基础上，分别根据燃气发生器中“虚拟部件”和实际部件的平衡机理，给出了热端部件进、出口截面处的气路物性参数计算方法，以进一步获取燃气轮机中热端部件的各项性能参数。将建立的性能计算方法用于GE LM2500+型和RR RB211-6562型燃气轮机的燃气发生器各部件性能求解，通过与基于多维迭代计算方法获得的部件性能参数进行对比及理论分析，验证了新方法的准确性。新方法克服了由于热端部件气路物性参数缺失而造成的热端部件性能参数无法求解的问题，为输气管道燃气轮机性能的计算提供了新的思路。

榆济天然气管道目前面临着管道泄漏及其次生灾害的威胁，需要一套完整的泄漏检测方案来为管道系统安全生产提供保障。针对大型复杂天然气管道系统缺乏干线计量及沿线压力测点众多的特点，采用西安石大派普特科技工程有限公司自主研发的基于在线仿真的压力分布泄漏检测系统，通过在线仿真压力和实测压力偏差分布对比分析来实现管道全线的实时泄漏检测，持续监测管道系统的运行状态，及时发现可能出现的微小泄漏并确定其位置。结果表明：该泄漏检测系统不仅可用于实现大型复杂天然气管道系统的泄漏检测，还能发现仪表故障、站场操作等异常事件，突破了管道系统分段泄漏检测的限制，并能对天然气管道泄漏进行动态监测，对泄漏点进行定位，填补了国内天然气长输管道分析计算检测方法（Computational Pipeline Monitoring，CPM）的应用空白。

为了对深水油气田塔式立管系统气液两相流压力波动特性进行研究，通过室内试验分析了不同流型下的压力变化特征、压力波动幅值等。室内试验得到了6种流型，每种流型对应特定的压力波动形式，且最大波动幅度出现在严重段塞流向稳定流转变过程中的过渡流型II上。通过对立管底部的最大、最小压力分析，得出压力波动幅值随折算气速的增加呈现先增大后减小，且流型的转变对气速的敏感性高于液速。通过概率密度函数（Probability Density Function，PDF）和累计分布函数（Cumulative Distribution Function，CDF）的统计学分析，得出立管底部的压力在各种流型下的分布形态：下倾管底部压力PDF曲线在严重段塞流下高压区单峰特征显著；过渡流型下左右两峰相当，呈两端高、中间低的形态；稳定流型下峰值数量增加、压力范围集中；CDF曲线在高压区的拐点与PDF曲线的峰值对应。跨接管底部压力PDF曲线峰值均处于低压区，且中间高、两端低。在严重段塞流下，曲线呈现双峰和三峰分布，稳定流表现为单峰对称分布。结合压力PDF和CDF曲线可辅助分析和判别流型，并直观获得立管压力概率分布特征，以此作为其疲劳损坏和安全评估的参考。

榆济天然气管道目前面临着管道泄漏及其次生灾害的威胁，需要一套完整的泄漏检测方案来为管道系统安全生产提供保障。针对大型复杂天然气管道系统缺乏干线计量及沿线压力测点众多的特点，采用西安石大派普特科技工程有限公司自主研发的基于在线仿真的压力分布泄漏检测系统，通过在线仿真压力和实测压力偏差分布对比分析来实现管道全线的实时泄漏检测，持续监测管道系统的运行状态，及时发现可能出现的微小泄漏并确定其位置。结果表明：该泄漏检测系统不仅可用于实现大型复杂天然气管道系统的泄漏检测，还能发现仪表故障、站场操作等异常事件，突破了管道系统分段泄漏检测的限制，并能对天然气管道泄漏进行动态监测，对泄漏点进行定位，填补了国内天然气长输管道分析计算检测方法（Computational Pipeline Monitoring，CPM）的应用空白。

在油气长输管道维修更换作业中,为缩短更换作业周期以及减少剩磁对管道焊接质量的影响，需要对管道进行退磁。分析了油气管道带磁的几种原因：管道检测；外部存在磁场、电场；管道的焊接与摩擦等。分析了管道带磁对管道焊接、其他检测方法与管道寿命的影响。最后从油气管道退磁原理入手，分析了直流退磁法、交流退磁法及永磁铁退磁法三种管道退磁方法来提高油气管道在线的焊接质量。研究结果对油气管道退磁方法的选择有一定的指导作用。

绕管式换热器是天然气液化的核心设备，其换热性能的优劣严重影响着液化工艺的水平。基于绕管式换热器的结构及其特性，采用Fluent软件，对LNG绕管式换热器壳程单相混合冷剂的对流换热进行了数值模拟。结果表明：换热管管径是影响壳侧换热的一个重要因素，壳侧换热系数、壳侧冷剂压降均随管径、壳侧冷剂质量流量的增大而增大。模拟结果与已有实验值的偏差均控制在20％以内，二者具有较高的匹配性，采用新建立数值模拟模型用于绕管式换热器换热性能研究具有可行性。

在网络安全形势与挑战日益严峻、复杂的环境下，工业网络传统的单点式防御策略已不能适应于当前网络安全形势的现状。基于互联网领域的立体式安全防护理念，根据工业网络防护特性，提出了在工业网络构建深度防御理念的方案：在工控终端部署基于白名单的安全系统，在局域网设置基于最小权限原则的访问控制策略，在网络边界增加缓解威胁的网络安全工具。将该方案应用于西气东输天然气管道SCADA系统网络进行了4次渗透测试，经历了WannaCry、Petya等蠕虫病毒攻击的考验。结果表明：基于深度防御理念的网络安全防护策略能够有效防护来自工业系统外部和内部的攻击，极大地提高了SCADA系统工业网络的安全性与可靠性。

高压水射流清洗装置被应用到管道清洗作业中，自进式旋转喷头作为其关键执行部件是研究焦点。为保证自进式旋转喷头在管道清洗过程中能够稳定地自进和旋转，分析了自进式旋转喷头的喷嘴数目、夹角及偏心量对其运动和清洗效果的影响，通过对比旋转式与非旋转式喷头、无偏心喷头的喷嘴布置情况及清洗效果，得出喷嘴数目、夹角及偏心量是保证喷头自进和旋转的关键，且三者之间相互关联，提出了喷嘴布置设计的要点。基于此，提出了一种合理高效旋转喷头的喷嘴布置方式，既能使自进式旋转喷头稳定运动，又能提高高压水清洗的效率。

水工保护结构是油气长输管道关键附属工程，针对目前油气管道初步设计阶段水工保护工程量的计算难以满足工程概算精度的实际问题，以中缅管道为例，提出了管道初步设计阶段水工保护工程量的优化计算方法。通过分析已建油气管道初步设计阶段与竣工阶段的水工保护工程量偏差因素，重新梳理了中缅管道水工保护工程量的9种计算要素，针对不同材料和结构形式的水工保护建立了新的工程量计算公式。采用Global Mapper和ArcGIS等GIS软件提取中缅管道沿线的坡度和长度系数，实现优化计算公式中部分参数的确定。中缅管道工程竣工后，对比了初步设计阶段水工保护工程量与竣工工程量，结果表明初步设计阶段水工保护工程量的计算准确率相对较高，证明该计算方法可行，可为精确计算初步设计阶段水工保护工程量提供新思路。

管道风险评估是管道风险管理的重要组成部分，其目的是通过对风险的调查和分析，识别可能导致管道事故的重要因素，使得管道风险管理更加科学化。为了对管道日常运行状态风险进行准确评估，提出了一种利用人工蜂群算法优化的支持向量机（Support Vector Machine，SVM）管道安全风险评估方法：建立管道风险评估模型，从工艺运行角度收集了成品油管道、正反输原油管道、掺混输送原油管道的工艺运行特征，并形成了样本特征集合。对4种类型管道特征集合进行试验，结果表明：在小样本情况下，采用基于人工蜂群算法优化的SVM管道风险评估方法正确率较高，并具有良好的普遍适用性，能够根据管道实际运行状态给出正确的风险评估结果。

储气库注采气能力、库容及工作气量是衡量储气库能力的重要指标，储气库动态特征分析是评价储气库能力的重要手段。基于某碳酸盐岩底水含硫气藏改建储气库的多周期注采生产情况，通过系统分析储气库运行动态特征，对水平井注采气生产能力进行了评价，利用两种方法对储气库库容进行复核，对气藏H2S质量浓度变化进行了分析，评价了脱硫运行方式，结果表明：该储气库单井产能高，库容落实程度高，具备高效开发潜力，但仍需探索脱硫运行方式。研究分析了生产中出现的AH1井水淹停产问题的形成机制，提出了恢复气井生产能力的具体工艺对策，并成功在现场应用。研究成果对中国的碳酸盐岩底水气藏型储气库生产运行及储气库能力评价具有指导作用。

在线流量计在中国各油气田中应用广泛，但仍存在测量结果的不确定度偏高、相含率受含气量影响显著、测量准确度受管径限制等问题。通过调研在线流量计在中国的应用现状，确定了其测量不确定度偏高的2类因素，并在此基础上分析了近5年国内外在线流量计专利的优势及特征。结果表明：造成在线流量计测量结果不确定度偏高的因素主要为测量原理与方法中多处使用了计算模型或经验方程式，另外还有多相流组成变化等因素。研究成果为今后在线多相流量计测量准确度的提升提供参考。

为了提高天然气管道内涂层安全评价的科学性和合理性，通过开展内涂层性能实验研究，并结合天然气管道内涂层实际服役调查情况，利用鱼骨图分析了影响内涂层安全性的因素，建立了天然气管道内涂层评价指标体系，提出基于模糊层次分析法的天然气管道内涂层安全评价方法，并使用该方法对某临海天然气管道内涂层进行安全评价，结果表明：利用新指标体系的模糊层次分析法，能够有效地评价天然气管道内涂层的安全现状，可以解决内涂层评价的复杂性、不确定性及多层次性难题，为天然气管道内涂层的安全评价提供了一种更加科学的思路。

中国成品油管道存在管道互联互通性差、区域油品不平衡、管道负荷率偏低及部分区域输送瓶颈等问题，亟需推动成品油管道公平开放，促进成品油运输行业的健康发展。介绍了美国成品油管道公平开放现状，并对其管道公司制订的准入条件、信息交流、服务模式、管输费率、运输能力分配以及混油处理等准入规定进行了分析。结果表明：推动成品油管道公平开放有利于促进能源体制改革、保障成品油供应安全以及提高成品油管道系统负荷率。借鉴美国成品油管道公平开放经验，结合中国成品油输送行业的现状，提出了中国成品油管道公平开放方案的构想：①加快成品油管道基础设施建设，为成品油管道公平开放奠定基础；②规范和完善成品油管输定价体系，维护成品油运输市场的秩序；③在有“剩余能力”基础上开放管道，社会各界行使监督权；④保障管道公司经营话语权，分步推动成品油管道独立；⑤规范成品油管道公司的开放条款，无歧视性对待各类用户。

双罐区的成品油管网中转油库在油罐收发油作业时，既要满足管网运行要求，又要满足罐区与油罐作业工艺流程的复杂要求，导致油罐收发油作业计划难度较大。针对给定的成品油管网批次计划，提出了一种编制双罐区中转油库油罐收、发油计划的时序递推法：通过引入罐容上限、罐容下限、油罐作业连续性、罐区作业连续性、油品沉降时间等经验规则，对罐区与油罐划分优先级，在每个时段均可选择出最合适的油罐来进行收、发油作业，确定整个计划期内任意时刻中转油库各油罐的状态（收油、发油或静置）和收油/发油流量。将该方法应用于某成品油管网的一个双罐区中转油库，验证了方法的可行性与实用性。基于该方法开发的计算机软件可以作为成品油管网双罐区中转油库油罐收、发油计划编制的有效工具。

LNG是一种低温、热值高的不可再生能源，在LNG气化使用过程中会释放丰富的冷能，若能有效加以利用会带来极大的经济效益与环保价值。目前，LNG冷能的利用方式种类繁多，工艺流程复杂，不利于实际项目对LNG冷能利用方案的选择。在分析国内外LNG冷能利用方式与工艺流程的基础上，按照冷能利用原理的不同，将LNG冷能利用方式划分为3种：转换能源形式、单一换热及伴随热质交换。对这3种LNG冷能利用方式的基本原理与工艺流程进行总结分析，以便于实际LNG冷能利用项目选择适合的冷能利用方式。此外，对目前LNG冷能的综合梯级利用方案进行了归纳总结，为LNG冷能的合理梯级利用提供了参考。

为保证油气管道工程用钢管标准的先进性和适用性，跟踪研究了国内外油气输送钢管的基础标准、具体工程的管道技术条件及通用管材技术条件的最新发展，并分析了其特点、关系及差异，提出了改进建议。研究表明：基础标准发展变化，内容系统，适用范围广，但指标低且不具体；重要的油气管道工程必须在基础标准上，针对工程特点，提高或补充相关技术要求，制定具体工程的管材技术条件；通用管材技术条件是在基础标准的基础上补充制定的，但不针对具体管道工程，需要结合具体管道工程给出钢管数据单，确定必要的技术指标并补充技术要求。

随着长距离油气管道沿线地形、地貌、地质条件不断变化，管沟的开挖形状也不断变化，准确计算管沟土石方开挖量难度较大。结合油气管沟开挖的技术要求，建立油气管沟的几何模型。采用分类的方法将复杂的油气管沟几何模型分解为直线型体积单元和圆曲线型体积单元两种类型，并利用积分法求出这两种体积单元的体积计算公式，其中，圆曲线型体积单元计算公式较复杂，采用多条线段拟合圆弧的方法进行验算，结果符合预期，其可用于计算油气管沟的土石方开挖量。

海底油气管道保护一直是管道工程的重点工作，在沿海特别是海上交通密集区域，船舶的锚泊活动是引起管道事故的重要因素。通过综合分析船锚在海底的入土深度，提出了一个合理的埋深值，以有效地防范管道被船锚破坏。对比了国内外海底管道埋深的不同标准，分析了船舶锚泊活动可能对海底管道造成损害的类型，从抛锚情况下锚触底后的贯穿量和拖锚情况下锚爪能够啮入海底的最大深度两方面分析了锚泊活动与海底管道埋深的关系，提出了安全埋深及相关建议，并与国外标准进行了对比。在分析船舶锚泊活动对海底管道影响的基础上对合理确定海底管道埋深，制定埋深标准提出了建议。

中转油库作为成品油管网系统的重要节点，影响着整个系统的批次调度计划。为保证油库与管道协调运行，必须综合各方面因素来制定油库的调度计划。针对中转油库调度优化问题，基于研究时间内收发油计划、油库信息等数据，考虑油罐下载、外输、倒罐、检修等操作，以油罐切换费用和收发油蒸发损耗费用之和最小为目标函数，建立混合整数线性规划（MILP）模型，并以某真实油库为例，求解得到该油库各油罐的详细调度计划。计算结果表明该模型准确性较高、实用性较好，为中转油库调度计划的制定提供了指导。

成品油在顺序输送过程中会产生多个混油段，混油量的精确计算对于批次定位和混油切割方案的制定具有重要意义。评述了目前成品油管道顺序输送的混油计算模型，将其分为经验模型、半理论半经验模型及基于计算流体力学理论所建立的模型，并对这3类模型的研究现状及局限性进行分析，最后指出建立考虑混油拖尾机理的数学模型及开发适用于求解湍流状态下的高维混油模型的快速耦合算法是未来成品油管道混油预测的重要研究方向。

由于石油天然气的特殊性，管道周围存在多处非破坏性干扰事件，给预警系统报警的准确性带来了巨大挑战。为提高有背景干扰情况下对破土事件（Excavation Acitivity，EA）的检测水平，开发了破土事件检测（Excavation Acitivity Detection，EAD）算法。利用光纤管道安全预警系统（Pipeline Security Forewarning System，PSFS）在西气东输武汉到鄂州段的现场数据，建立了EA和干扰事件（Non Excavation Acitivity，NEA）数据库。根据信号特性提炼了振动信号的Pisarenko谐波分解特征、相邻采样点的Itakura距离特征、Mel频率倒谱系数（Mel Frequency Cestrum Coefficient，MFCC）特征，设计了隐马尔科夫模型（Hidden Markov Model，HMM）和支撑向量机（Support Vector Machine，SVM）双层分类结构，由HMM计算最优状态序列，然后输入SVM分类器区分信号中是否有EA。结果表明：该EAD算法结构能有效提升有背景干扰情况下EA信号的检出率，经现场测试EA信号检出率为85.5％。研究结果可为光纤管道安全预警系统在开放性现场的应用提供理论依据。

目前，油库管道阀门进行现场操作时大多结合工程经验与SCADA数据进行试探性调节，具有一定的盲目性，阀门调节时间长、风险大。为了制定压力约束下油库管道复杂水力系统中阀门的调节方案，根据油库管道系统的通用物理模型，结合水力瞬变相关理论，建立阀门调节过程的数学模型；并根据实际工况，确定对应的定解条件。结合有限差分法和空间特征线法，针对存在变径点、泵、阀等元件的复杂油库发油管路系统，基于反问题相关理论，求解压力约束下以调节时间最短为目标的阀门控制方案，从而为复杂水力系统中阀门的控制优化提供借鉴。

成品油管道运行过程中沿线各泵站开泵方案的优化对于降低成品油管道的运行能耗有重要作用。以往针对此问题的研究大多采用动态规划及人工智能算法进行求解，具有一定的局限性，很少从整体上建立混合整数线性规划模型（MILP）并将启停泵时长限制问题具体考虑到所建模型的约束条件当中。在此基于已知的批次调度计划，考虑到启停泵时长限制、沿线节点压力约束、过泵流量约束等约束条件，以泵运行费用与启停泵成本总和最小为目标函数，建立MILP数学模型并采用分支定界算法进行求解。以某条实际运行成品油管道的输油计划为例，代入所建成品油管道开泵方案优化模型并求解，所求结果较大程度上降低了管道运行能耗，提高了管道运行稳定性，符合现场操作工艺。

针对X80管线钢研发与应用现状以及目前存在的问题，综述了影响X80钢性能的主要因素、研究进展以及发展X80钢管道面临的技术挑战。详细分析了X80管线钢的冶金特征与组织结构，概述了X80钢的焊接工艺、焊接冶金学特征及性能，总结了X80钢的机械性能和力学特征。具体讨论了X80管线钢在服役环境中的失效机制，包括腐蚀、氢致开裂、焊缝区失效、应变失效等，并以此为基础，探讨了发展X80钢管道需要克服的技术挑战，以保障油气安全、高效输送以及能源管道的可持续发展。

在油气管道输送过程中，低温高压工况易生成水合物从而影响管道输送效率，严重时会引起管道堵塞。在实际工程应用中，通常采用添加热力学抑制剂的方式防止水合物的生成，常用的热力学抑制剂有甲醇（MeOH）、乙二醇（EG）等。确定合理的热力学抑制剂加剂量，对于保证管道的安全经济运行具有重要意义。在Chen-Guo双过程水合物热力学模型的基础上，应用Wilson模型确定水-醇溶液中水的活度，建立了含抑制剂体系水合物生成平衡条件的计算方法，并提出采用预估-试算-调整的思路，用以确定管道运行工况点所需抑制剂的临界最低加剂量。验证表明，所提方法计算简单，精度高，能够满足实际工程需要。

针对现有油气管道热收缩带防腐补口施工中人工火把安装固定片存在的人为因素影响大、质量差异大、效率低等问题，研制了一种便携式热收缩带固定片快速安装装置，其可实现热收缩带固定片的机械化快速安装。试验结果表明：便携式热收缩带固定片快速安装装置结构合理、操作简单、方便易携；安装质量好、效率高、用时短，可满足油气管道机械化防腐补口流水作业要求；可适应-40 ℃极低温施工环境，有效保证了高寒地区油气管道防腐补口的施工质量。

对某在役的特高压电网GIS壳体焊缝发现的缺陷，引入缺陷断裂安全评定和疲劳评定方法。采用与原壳体相同的材料和焊接工艺制作的焊接试板，试验获得母材和焊缝试样的力学性能、疲劳裂纹扩展及断裂性能。采用GB/T 19624—2004《在用含缺陷压力容器安全评定》的评定方法，对壳体纵焊缝中两个最大缺陷进行了断裂评定和疲劳评估。结果表明：该GIS壳体中的两个缺陷在当前工况下是安全的，按焊接试板测试的疲劳裂纹扩展速率估算，壳体左筒体缺陷的疲劳寿命循环次数为6 971次，壳体右筒体缺陷的疲劳寿命循环次数为37 915次，估算的疲劳寿命还有待于实践校验。建议在运行中应特别关注缺陷疲劳扩展的状态监测，今后约5年应进行无损检测与现缺陷对比加以安全评定。该设备投用以来的安全运行状态与评定结果相符，因此，GB/T 19624—2004可适用于高压电网GIS壳体的安全评定。

针对文昌油田群8-3A 平台、14-3A 平台及116FPSO 之间油气混输管道中发生的严重段塞流开展理论分析与试验研究。根据严重段塞流的判别准则，从理论上分析了文昌油田14-3A 海管中的流动状态。基于海管尺寸设计改造了集输-S 形立管严重段塞流试验平台，模拟现场油气水在海管中发生的各类流型及其转变过程。基于段塞流消除理论和经典PID 控制理论，提出一套依据管道各处压力信号的节流阀自动控制程序，在试验中有效消除了严重段塞流。通过对116FPSO 的改造，将该技术应用于文昌油田群现场，显著降低了下海管压力和上FPSO 压力的波动幅值，提高了油气产量。

中缅油气管道是全国首条经过数字化恢复构建数字孪生体的在役山地管道。通过基准点测量、管道中线探测、航空摄影测量、三维激光扫描、三维地形构建、倾斜摄影、数字三维建模等技术进行数据收集、校验及对齐，对管道建设期的设计、采办、施工及部分运行期间的数据进行恢复，对站场及管道的设备、建筑等构建数字三维模型，形成管道线路数据资产库和站场数据资产库，构建中缅油气管道的数字孪生体。通过多系统融合深入发掘数据价值，实现管道可视化运行、设备拆解培训、指导维检修作业及应急抢险作业等，为实现管网智慧化运营奠定数据基础。

分布式光纤传感器能够灵敏地感知管道任意位置泄漏导致的局部温度变化，但是海量监测数据却具有显著的时-空非平稳性特征，难以直接根据监测数据进行泄漏诊断。在统计模式识别框架下，提出一种基于滑动窗口离群值分析的时-空大数据分析方法，仅利用分布式温度监测数据的内秉特征即可实现管道泄漏的智能化识别，建议滑动窗口和异常状态诊断窗口长度的取值方法，并且进行了原型保温钢管泄漏监测的物理模拟。结果表明，在管道完好状态下该方法不会发生误报警的情况，而管道一旦发生泄漏，该方法能够快速识别管道泄漏事件，并对泄漏位置进行精准定位。该方法是一种无监督的人工智能大数据处理方法，在埋地管道泄漏监测中具有良好的应用前景。

区域成品油合理配置直接影响成品油供给链物流系统构建和成品油市场的发展，但中国区域成品油优化配置问题尚未形成较为完善的理论体系和优化方法。通过调研国内外资源配置问题的相关研究，分析了区域资源优化配置问题研究现状，基于中国大区域成品油供给系统，从成品油供给链、运输方式、库存管理以及不确定因素分析等角度出发，对问题实质、解决思路、优化模型及求解方法等方面梳理了区域成品油优化问题的研究重点、难点以及研究进程。结合工程实际需求，提出了区域成品油优化配置问题研究难点及发展趋势。

针对当前油田输油泵测控中存在劳动强度大、故障处理延迟长、测控精度低、多泵协调工作能力弱等缺点，采用自顶而下层次化的方式设计了基于物联网的油田输油泵远程DCS系统，系统总体架构包括DCS层、服务层及扩展层。详细介绍了站点自治区域物联网DCS控制详细结构，并具体给出了其感知层、网络层、应用层的设计内容。重点论述了DCS层物联网传感器节点、协调器节点的硬件设计，以及整个系统的底层程序与上层软件的软件设计。应用实践DCS系统为油田设备远程监控提供了非常好的测控模型与设计方法。

在油气管道的长久运营过程中，由于自然、人为等不可预见因素影响，不可避免的会发生管道突发性穿孔泄漏事故。为了最大限度降低事故引起的损失，通过借用软性绑带能够快速勒紧束扎的特性，结合橡胶件压缩密封的原理，开发出了一种能够在管道还有微正压、微泄漏的情况下临时堵漏的软质捆绑卡具。相比刚性卡具，软质捆绑卡具具有轻质、可变形、不剥防腐层、成本低、安装快速等优点。对临时封堵完的管道再辅以钢制凸型套袖管件，更能实现快速、低成本的永久抢修。同时，在试验台进行了软质捆绑卡具的动态堵漏测试试验，试验表明：软质捆绑卡具安装方便、承压能力强、安全可靠，为油气管道泄漏的安全、快速、低成本维抢修提供了有力支撑。

中缅原油管道穿跨越4条国际性河流，溢油控制技术的研究尤为重要。通过对围油栏种类及布放方式的分析，提出了不同工况下围油栏干舷和栏裙高度的选择，给出了水流速度、围油栏最大布放角及受力的计算方法，并提供了多种围油栏布放技术。怒江汛期最大水流速度可达3.6 m/s，国产激流型围油栏仅能适用于怒江枯水季节，在汛期时仍无法布放成功，结合怒江溢油控制实例，测得了国内某激流型围油栏实测最大布放角度及受力数据，为进一步开展激流型河流溢油控制技术的研究提供了参考。

海水开架式气化器（Open Rack Vaporizer，ORV）和浸没燃烧式气化器（Submerged Combustion Vaporizer，SCV）是LNG接收站LNG气化的重要设备。ORV运行成本远低于SCV，但在冬季海水入口温度较低时，ORV操作负荷受到限制。对海水入口温度2～6 ℃时ORV的运行情况进行测试，提出了ORV达到最大操作负荷的判定标准。通过Origin软件对海水入口温度、海水出口温度、LNG流量运行数据进行拟合，得到了ORV最大允许LNG流量函数式，可以较精确地计算不同海水入口温度下ORV能够处理的最大LNG流量。利用该函数式，结合某LNG接收站2015-2016年冬季外输量，得出了ORV和SCV运行模式优化方案。通过最大程度利用ORV进行气化外输， LNG接收站冬季气化成本节约达到1 070×10⁴元。

为解决车用柴油升级导致镇杭管道顺序输送产生的航煤混油无法处理的难题，结合生产现状，创新性地提出并实施两套可同时进行的方案，即可暂时解决问题的混油调和降级处理方案和可长远解决问题的低硫航煤隔离输送项目改造方案。前者将航煤混油与车用柴油按1:3的比例调和，并降级成普柴处理，可暂时解决混油无法处理的难题，有效缓解罐容压力，但效益损失较大。后者用硫含量低于10 mg/kg的低硫航煤作为航煤的油头和油尾隔离输送，产生的低硫混油直接回掺至车用柴油罐，无需再单罐储存。低硫航煤隔离输送航煤的工艺，在不改变一管多用的前提下，彻底解决了航煤混油处理难题，每年减少效益流失逾两千万元，对成品油管道顺序输送航煤混油的处理有借鉴意义。

为了研究结蜡分布和结蜡厚度对原油流速、压力的影响规律，解决原油在输送过程中管壁结蜡对管道输送带来的能量损耗及安全隐患。采用简化结蜡模型，利用计算流体动力学软件Fluent对结蜡和无结蜡直井中内置电缆连续油管的流场进行三维数值模拟。结果表明：原油进入结蜡管道后，沿井筒轴线缓变流动，在结蜡起始位置和结蜡终止位置附近，原油流束局部会相应地收缩或扩张；由于存在石蜡层，过流断面不再是环形，流速云图也脱离了轴对称分布，流速峰值出现在过流断面未结蜡的部分且明显增大，无论是否结蜡，流速径向分布曲线均为抛物线型；结蜡井筒与无结蜡井筒过流断面处压力相等，且过流断面压力由入口向出口降低；结蜡井筒除了沿程能量损失外，还存在局部能量损失，因此井筒能量损失更大。

城市天然气中低压管道弯头处一旦遭受破坏，后果严重，修复过程复杂。为了更好的对城市管道进行泄漏监测、定位、维护，开展了中低压管道弯头处泄漏流场和声场的研究。将弯头简化成弯管，采用软件联合模拟仿真，使用ICEM进行结构网格划分，在FLUENT中进行流场分析，把脉动数据导入Virtual.Lab Acoustics进行泄漏管道的声学分析。建立弯管孔泄漏试验台，将模拟结果与试验结果进行对比，结果表明：泄漏孔处气体流动复杂，流向多变；泄漏声波能量主要集中在10 Hz以下，声压级随管道压升高而升高；声源主要是喷流区域的四极子声源和泄漏孔壁的偶极子声源。此研究为城市天然气管道发展和安全运行提供参考。

易凝高黏原油管道在运行中存在初凝、凝管及蜡堵等流动安全风险，传统研究方法和现场经验方法由于忽略影响流动安全各主要因素（原油物性、流变性，管道周围环境、气象因素及运行参数等）的波动性，取统计平均值的方法来确定计算参数，因而无法综合评价和预测各参数变化的协同效应对管道流动安全的影响。为此，中国石油管道科技研究中心和中国石油大学（北京）借鉴“基于可靠性的极限状态方法”在其他行业和技术领域的尝试和应用，首次将该理念和方法引入对陆上长距离易凝高黏原油管道的流动安全性评价上，建立了评价体系，开发了相应的软件平台，实现了对国内主要原油管道的流动安全评价，推动了储运工艺研究理论和应用的发展。

针对单点注入、多点分输的成品油管道，提出了批次计划优化的两阶段法。第一阶段以计划期内管道沿线各站场分输/注入每种油品的需求体积未完成值之和最小为优化目标，用贪婪算法确定一个可行的管道首站输入计划；第二阶段为根据第一阶段获得的管道首站输入计划，以计划期内管道沿线各管段流量随时间波动的幅度之和最小为优化目标，采用模拟退火算法优化各分输站分输计划。以某成品油管道的历史运行计划为例，验证了该方法的有效性，为成品油管道批次计划优化软件的开发提供了技术支撑。

为降低成品油运输成本，针对成品油从产地（炼厂）至销售终端（加油站）的全程运输优化问题，分析了线性规划在成品油物流优化实际应用中运算数据量较大、加油站和油库至发货地的单位数据不全等问题，传统的一二次物流优化模型由于分次优化脱节，影响整体优化效果；通过构造资源中心，定义资源中心至炼厂、油库的运价公式，建立新的综合运输优化模型，并提出了综合运输优化模型的算法和步骤；经过实例分析，利用LINGO软件进行测算和求解，结果表明：该模型可以有效解决一二次运输优化模型中存在的分次优化脱节的问题，优化后总运输费用较一二次运输优化模型优化结果低，且解决了线性规划方法在成品油物流优化应用中运算数据量较大的问题。

以川渝地区天然气蛛网式管网系统为例，深入分析了其历史成因、结构特征及优势，以及在天然气产业发展中的特殊作用。蛛网式管网系统的核心价值在于通过环状化、网状化和压力分布式布局，提高管网覆盖密度和市场适应能力，进而高效促进市场发展；对产业发展的主要作用是确保安全稳定供气，高效培育市场，形成完整产业链并协调发展、联通区域内外市场，成就一体化管理特色优势。主要启示：加强顶层设计引导大型区域管网蛛网式布局；构建天然气运输物流系统助力现代天然气市场体系建设；以用气需求为导向依托蛛网式管网系统打造天然气供应生态新局面。

输气管道因压力或温度骤变、脱水不达标、清管不及时等因素很可能造成管道完全堵塞，严重影响其正常运行与平稳供气。针对管道堵塞定位问题，现有方法尚处在理论分析与实验阶段，还无法满足现场实际需求。以某输气管道为例，采用SPS仿真软件，模拟分析输气管道堵塞对沿线特别是近端点500 m处的压力与流量的影响，验证现有压力或差压变送器对这些瞬变参数监测的可行性。结果表明：当输气管道起点与终点压力保持恒定时，一旦某处发生完全堵塞，该处上游的压力因气体压缩而迅速升高，反之，下游的压力因气体膨胀而迅速降低，突变压力波将分别在堵塞点上、下游管段内来回传播，波峰将逐渐衰减，直到两管段沿线各点压力分别达到起、终点压力时，两管段内无气体流动；距堵塞点越近，压力与流量波动越明显，且达到稳态的时间越短，这对基于压力与流量监测的输气管道堵塞定位方法开发具有重要的理论与实际意义。

在国内油气管道安全防护日益严峻的形势下，长输管道应急事故救援力量难以开展真实工况训练，由此设计了由短距离装配式钢质管道与调节阀组成的长输管道事故模拟实装训练辅助装置，并进行相应的现场试验。结果表明，调节阀在某一特定开度下的实际压差流量曲线与相应长度的同管径管道的阻力特性基本一致，进一步验证了选用调节阀模拟长距离管道水力摩阻的可行性。该装置通过铺设短距离的管道，能够在有限场地条件下实现与实际管道一致的上下游泵站工况，起到“以短代长”、减小训练规模和降低管道铺设工作量的作用，并且能够达到模拟与真实管道泄漏、堵塞及阀门误动作一致的事故工况，提高训练水平和效益。

在国内油气管道安全防护日益严峻的形势下，长输管道应急事故救援力量难以开展真实工况训练，由此设计了由短距离装配式钢质管道与调节阀组成的长输管道事故模拟实装训练辅助装置，并进行相应的现场试验。结果表明，调节阀在某一特定开度下的实际压差流量曲线与相应长度的同管径管道的阻力特性基本一致，进一步验证了选用调节阀模拟长距离管道水力摩阻的可行性。该装置通过铺设短距离的管道，能够在有限场地条件下实现与实际管道一致的上下游泵站工况，起到“以短代长”、减小训练规模和降低管道铺设工作量的作用，并且能够达到模拟与真实管道泄漏、堵塞及阀门误动作一致的事故工况，提高训练水平和效益。

LNG接收站安全、按期试运投产是保证其平稳、高效运营的重要环节，一旦管道及设备的施工、吹扫、气密、干燥置换、预冷、单机试车等环节质量控制不到位，可能造成投产期间事故频发，甚至延迟试车。以中国某大型LNG接收站在试运投产期间出现的问题为研究对象，总结了LNG接收站试运、投产各关键环节的质量控制要点，对影响LNG储罐与工艺管道干燥、预冷效果的主要因素以及重要设备单机试车前检查的重点部位进行了深入分析，并提出了施工控制措施。研究结果对其他新建LNG接收站的投产具有借鉴意义，也可供相关设计、施工单位参考。

大直径水平定向钻钻孔直径可达到钻杆直径的10倍以上，钻孔环形空间泥浆不仅处于不利于岩屑运移的层流状态，而且流速极低。岩屑在环空中运移效率很低，并在孔底形成稳定的岩屑床，因而易造成孔内事故。针对该问题，首先推导出柱坐标系下环空泥浆的运动微分方程组，然后通过数值模拟揭示环空泥浆流场分布及岩屑运移规律，最后使用环空岩屑运移综合模拟实验装置进行多次模拟实验。结果表明，增加泥浆PAM含量对提高大粒径岩屑运移效率效果不明显；提高环空泥浆流速，在一定程度上能够提高单颗岩屑运移效率，但同时会增加岩屑床末端回流区尺寸，使岩屑床内部压差增大。研究成果可为水平定向钻施工提供理论分析与实验结论，具有实际的工程指导意义。

余热利用技术在石油天然气工业已得到广泛应用，根据压气站燃气轮机排出的烟气具有温度高、排量大的特点，分析了压气站几种常用的燃气轮机烟气余热利用技术特点及其存在问题。针对西气东输某压气站燃气轮机实际运行数据，利用分析法对燃气轮机体系进行分析，并设计出烟气轮机利用烟气余热发电工艺方案，通过对比燃气轮机及余热利用系统的联合装置体系与不加余热利用系统的燃气轮机体系的火用效率，结果表明：利用余热利用系统的联合装置体系火用效率平均提高17.5％，每年节省消耗燃气约1.03×106 m3，为压气站燃气轮机烟气余热利用提供了参考。

针对中国能源面临的供应路径受限且单一的瓶颈问题，及能源供应面临的潜在安全威胁，详述了互为最大原油贸易国的中国和俄罗斯之间的油气贸易现状及未来发展趋势，通过对中国与俄罗斯油气输送的东北、西北、海上主要通道及规划工程的梳理，指出多元化发展中俄油气贸易通道和进一步丰富中国油气进口渠道的战略重要性与前景，为中国油气进口及与“一带一路”沿线国家油气贸易提供思路。

为了在常温条件下有效输送高黏稠油，以分水率和降黏率为主要评价指标，开展稠油乳化实验，系统分析了表面活性剂类型与浓度、有机碱类型与浓度对稠油水包油（O/W）型乳状液的稳定性和流变性的影响规律和作用机理。研究发现：不同类型表面活性剂由于其结构不同，在油水界面上的吸附能力也不同，造成对稠油的乳化能力各异；表面活性剂OP-10与有机碱（EDA、TEOA、TIPA）复配时均可以产生协同效应，且OP-10与TEOA复配体系存在最佳浓度，超过此浓度，乳状液反而变得不稳定；综合分水率、降黏率、经济性、安全环保等特点，确定质量分数为0.75％OP-10与质量分数为0.25％TEOA为优选二元体系，该体系制备的乳状液具有很好的长效稳定性和抗硬水能力，乳状液24 h的分水率仅为29.8％，Ca^₂+摩尔浓度为0.02 mol/L时，乳状液6 h的分水率为19.4％，此研究将为稠油乳化降黏输送技术的应用实践提供理论依据和技术指导。

为了对海洋L形立管系统底部连续气举水力模型进行研究，基于立管底部连续注气条件，分析L形立管系统内可能发生的两相流动过程，建立了针对下倾管-立管系统严重段塞流工况下立管底部连续气举的一维准稳态数值模型。当前已有模型大多仅适用于下倾管-立管系统典型严重段塞流工况，无法对其他非稳态流动过程进行模拟，该模型能对有回落循环过程、无回落循环过程、非稳态震荡过程及稳态两相流动过程等流动工况下的相关参数进行数值模拟，可以较为准确地模拟得到不同流动类型特征参数随时间变化的规律，且模拟结果与第3方实验数据吻合较好。与Jansen模型相比，该模型的适用性和稳定性更强。基于模型模拟结果和实验数据，分析了注气量对立管底部连续气举效果的影响，以期对海洋立管系统安全稳定流动提供借鉴。

西气东输三线西段一级地区的某段300 km天然气管道是国内首次采用0.8设计系数，体现了中国管道设计建设水平。设计系数从0.72提高至0.8，管道壁厚减薄，为了保证管道安全运行，需要对管道进行高强度试压。在此提出一种基于可靠性的试压评价方法，采用蒙特卡洛技术进行可靠性分析，将现场实际和极限状态理论模型结合，对设计系数为0.8试验管段进行实际静水压试验。结果表明：逐渐增加的水压使管体试压的失效概率相应增加。

地下储气井作为压缩天然气加气站最主要的储气方式，其安全性是保证压缩天然气加气站正常运行的关键。为了对压缩天然气加气站储气井进行动态安全评估，提出了一种基于贝叶斯网络的概率化动态安全评估方法：利用Bow-tie模型建立完整的加气站储气井泄漏失效因果逻辑，根据Bow-tie模型与贝叶斯网络的映射关系生成相应的加气站储气井泄漏失效贝叶斯网络；分别计算顶上事件和事故后果先验概率、顶上事件发生情况下的后验概率、防锈漆完全脱落情况下的失效风险以及报警响应可靠性变化情况下的事故后果概率，并利用贝叶斯网络的特性对根节点的敏感性进行分析。动态安全评估结果表明：提高压缩天然气加气站储气井安全性的关键在于降低高敏感性基本事件的失效概率、基于新证据周期性地预测失效风险，并通过提高报警响应可靠性以最大程度降低事故损失。

针对小型河流区域油气管道穿越段的安全性问题，以俄罗斯车里雅宾斯克至彼得罗夫斯克的天然气管道为例，分析小型河流穿越段的特点及防护弱点，介绍了俄罗斯在小型河流穿越段水工保护方面的一些经验，重点分析了常用的抛碎石、网垫、地锚、石笼网、防护板等结构的优缺点，总结了小型河流穿越段防冲刷设计的要点，为设计抗冲刷性好、可靠、易施工的水工保护方法提供参考。

随着“一带一路”国家战略和中国石油海外市场的开拓，海陆一体项目，特别是利用悬链式单点系泊系统配合海上油轮过驳油品至陆上炼化终端的项目成为未来开发的主要选择。利用单点系泊系统，油轮装卸的港口设施被有效扩展到较深海域，缓解了港口拥挤，降低了建设专用码头的成本，提高了油品输送效率。基于孟加拉GTCL 油气输送公司项目，详细介绍和分析了悬链式单点系泊系统管汇基盘、水下软管和漂浮软管、锚腿等的施工安装流程和现场安装工艺，为悬链式单点系泊系统类似项目的海上安装提供工艺支持和指导。