随着海洋石油工业的发展，从20 世纪70 年代的浅海立管到21 世纪的深海立管，海洋管道发展了多种新的形式，如悬链线立管、S 形立管等。对于各种混输立管系统，严重段塞流等不稳定流动会造成设备损坏，严重影响安全生产。因此，实现立管流动的准确模拟，通过合理设计和科学运行控制、消除严重段塞流，具有重要意义。综述了国内外海洋混输立管流动模拟的研究成果，包括L 形立管和柔性立管的实验研究、模型模拟及软件模拟的主要进展。指出了当前研究中存在的问题及未来的研究方向，可为进一步开展立管流动模拟研究提供参考。

系统梳理了我国油气储运相关技术的最新研究进展，提出了需要重点关注的其他热点问题。对于油气管道完整性和失效控制技术，强调了失效控制的理念及其与完整性管理相结合的必要性；对于热油管道流动保障技术，介绍了蜡沉积、原油流动特性及停输再启动等研究成果；对于冷热原油交替输送技术，介绍了热力影响因素和数值模拟等研究成果；对于多相混输技术，介绍了各种多相体系数值模拟的研究成果；对于成品油顺序输送混油控制技术，介绍了混油切割方法、混油质量分数模型及混油界面在线跟踪等研究成果；对于腐蚀控制技术，介绍了阴极保护系统数值模拟、杂散电流腐蚀、油流携水等研究成果；对于化学添加剂技术，介绍了复合纳米材料、油品减阻剂、天然气减阻剂等研究成果。

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

基于球阀的基本结构、阀座结构以及不同阀座的适用条件,对双活塞效应阀座和单活塞效应阀座进行了受力分析和公式推导,进而阐明了球阀密封的原理;同时,对容易疏于管理的注脂系统进行了详细介绍,分析了其对阀门维护保养和确保阀门密封性能的重要性,并给出了检验其是否失效的有效方法;在对球阀结构和密封原理深入分析的基础上,结合球阀工程实际应用情况,全面分析了球阀从生产制造、现场施工到运行管理过程中可能导致球阀密封失效的原因,提出了切实可行的密封失效检验和处理手段,提出了相应的管理建议。

天然气管网是连接资源与市场的纽带,确保天然气管网安全运行与平稳供气是油气储运界的重要课题。当前,对天然气管网运行与供气可靠性的研究尚处于起步阶段,经典可靠性理论不能满足现实需要。论述了经典可靠性理论在天然气管网单元可靠性评价的适用性与在管网系统运行及其供气可靠性评价方面的局限,指出了天然气管网可靠性研究的关键问题,分析了国内外在该领域的研究现状和发展方向,总结了相近领域可供借鉴的研究成果。目前,评价天然气管网可靠性需要解决的主要问题包括:构造全方位、多维度的评价指标体系;整合现有理论与方法,将工程方法与经典理论相统一,建立完善的单元与系统可靠性评价方法;针对天然气管网的运行特点和用户需求构造基于可靠性的优化模型等。

在天然气水露点与含水量的换算过程中，涉及天然气状态方程、气液相平衡、气体混合规则等多步计算，参数多且需要迭代求解，整个计算过程相当复杂。为此，提出了一种快速、准确的天然气水露点与含水量的换算方法：选用 PR 状态方程，并基于 GB/T 22634－2008 提供的关联关系曲线，通过相平衡理论导出计算气、液相的逸度系数公式，最后迭代求解。给出了整个换算过程的详细计算步骤，该计算方法的适用范围可扩展至 0.1 MPa ≤p ≤ 30 MPa，－ 50 ℃≤t ≤ 40 ℃。实际算例结果表明：该换算方法在压力范围为 0.1～5 MPa 内计算结果准确性较高，当压力超过 8 MPa 时，计算不确定度有待进一步分析。

以最经济的方式充分回收利用LNG 冷能是目前各LNG 接收站所面临的重要问题。结合热力学原理和国内外应用实例,重点分析了有机朗肯循环法中冷能利用效率的影响因素,提出了循环工质的选择原则;对单一工质和混合工质进行对比,分析了压力对LNG 冷能回收的影响,给出了多级串联分段梯级和多级复合梯级利用的循环系统优化方案。以广西LNG 接收站为例,结合当地LNG 市场实际状况,分析得出LNG 冷能发电配套冷能加海水制冰方案是适合广西LNG 接收站的最优方案,为广西LNG 项目冷能利用指明了方向,同时对南方其他沿海LNG 接收站冷能利用具有一定指导意义。

海管不平整度分析是悬跨海管设计、施工和运行维护过程中的重要环节.基于向量式有限元方法,提出了一种海管不平整度分析新方法.该方法采用UWAPIPE 模型模拟管土耦合作用,采用基于区域分解的MPI 并行技术以提高计算效率.对我国南海一段经过沙波区的海管进行不平整度分析,得到了海管位形、悬跨状态以及管道内弯矩分布,模拟结果与水下机器人(ROV)调查结果吻合良好.在此基础上,基于大量悬跨数据的统计分析,给出了不同工况对悬跨长度和高度的影响.模拟了危险悬跨海管开挖治理后的状态,结果表明开挖治理不仅能够有效消除悬跨,同时能够大大减小管道内弯矩分布.相关方法可用于海底长输管道的安全预警.

将高压管道颗粒物检测装置应用于天然气输气站场,监测不同工况下管道内颗粒物的浓度水平,评价多管旋风分离器的性能。研究发现:日常工况下输气管道内颗粒物浓度一般低于0.1 mg/m³,清管过程中浓度明显增加,清管器到达时颗粒物浓度达到峰值,约60 mg/m³,并在清管结束后的一段时间内保持较高浓度,根据颗粒物浓度的变化规律将清管过程分为4个阶段。通过分析多管旋风分离器进口和出口的颗粒物浓度和粒径分布,得到多管旋风分离器对5 μm及以上颗粒的分离效率大于80%,可有效除去10 μm以上的颗粒,多管旋风分离器在清管过程中起到保护下游管道安全运行的关键作用。

油气长输管道腐蚀缺陷是导致管道发生事故的主要原因,而腐蚀速率是监测管道腐蚀缺陷的重要参数,也是保证管道安全可靠运行的关键依据之一.评述了现有的管道腐蚀速率计算方法,包括:试验法、线性预测法、基于多轮管道内检测计算法、数学预测方法、NACE 推荐方法.根据各种计算方法的特点,综合考虑其准确性、适用性、易用性和合理性,可以寻获适合不同管道的计算方法.将精确计算的腐蚀速率应用于管道可靠性计算和内检测计划制订,有助于保障油气管道安全、高效运行.

海洋复合软管应用过程中会发生过度弯曲现象,故设计弯曲限制器,以防止海管的过度弯曲。海洋复合软管弯曲限制器设计需要考虑各种荷载情况,且每一个弯曲限制器均要根据实际情况进行单独设计,以符合不同状态海洋柔性软管在不同环境荷载下的具体要求。为了更好地设计弯曲限制器,针对海洋复合软管弯曲限制器所受功能载荷及环境载荷的特点,结合柔性软管弯曲限制器有关的规范文件,分别对海洋复合软管弯曲限制器系统的材料特点及选择、结构设计、局部和整体计算分析、制造加工工艺及测试方法进行了研究。基于研发软件、计算公式及有限元分析软件进行了弯曲限制器的计算分析。研究成果对国内进行海洋复合软管弯曲限制器的设计及制造具有重要意义。

采用CO₂ 作为天然气地下储气库的垫层气,对于减少建库成本,节约资金,实现碳的有效地质埋存具有重要的战略意义与社会意义.基于文献调研,对CO₂ 与天然气的物理性质、作垫层气的CO₂ 与工作气的混气机理、CO₂ 作垫层气的储气库的渗流扩散耦合问题及最优运行控制方式的研究现状进行总结,并对其发展前景作了展望,提出了今后研究的重点、难点,包括:①实验研究CO₂、地层水、储层岩石相互作用机理,混气区变化特征及气-气互驱渗流特征;②建立考虑CO₂ 及天然气混合的吸附、扩散、对流三维气-气驱动及气-液流动的综合模型,补充并完善目前国际上流行的商品化数值模拟软件对以CO₂ 作垫层气的储气库运行的适应性;③研究多次注采过程中气库的库容变化规律,优化气库运行控制,保证气库安全高效运行.

冰区不同于一般的海洋及河流等水体环境,难以对冰区溢油采用同样的模型进行建模运算。为更好地预测冰区溢油的行为和归宿,降低冰区溢油造成的环境污染危害,基于冰区水体环境特点和油品溢流特点,采用冰密度临界值法,系统地建立了不同环境条件下的冰区溢油环境影响评价模型,并应用于实际冰区水体现场。开发了冰区环境影响评价计算软件,由用户输入与控制模块、数据处理模块、系统运算与显示模块组成,给出了具体算例,以期为冰区溢油应急处置提供技术支持。

基于海洋深水油气田开发过程中油气集输的需要,综述了国内外双金属复合管的主流制造工艺,重点从基管材质、耐蚀合金层材质、界面结合性能、可焊接性、尺寸精度、弯曲性能6 个方面分析了海底油气输送用双金属复合管的性能要求。通过与“碳钢+缓蚀剂”、内涂层、耐蚀合金纯材等其他防腐措施对比,指出了双金属复合管的经济技术优势:双金属复合管尽管前期比“碳钢+缓蚀剂”和内涂层管材成本要高,但后期维护费用很少,且具有较高的安全可靠性。总结分析了国内外海底油气输送用双金属复合管的应用现状,指出应从产品制造工艺、配套产品、现场焊接技术、质量控制等方面提高我国海洋油气输送用双金属复合管的技术水平。

为了研究成品油管网顺序输送批次计划的制定方法,并利用此方法得到批次计划的一个可行解,针对由西部成品油管道、兰郑长成品油管道和兰成渝成品油管道组成的管网进行了批次计划的研究。基于单条成品油管道的批次调度算法,分析了成品油管网批次计划的模型假设、约束条件和编制原则,结合管道连接处油库的库存、炼厂的产量及下游管道的油品需求,按照“先满先输”的原则,提出了制定批次计划的算法,得到了成品油管网的输入计划和分输计划。根据模型及算法,采用C 语言编制出整个管网的批次计划报表。利用该程序,可以得到每个分输站的分输开始时间、结束时间、分输体积等信息,极大地提高了编制批次计划的工作效率,并为管网的调度工作提供依据。

针对管道跨越悬索桥主索架设工艺复杂、质量要求高以及可用技术、设备等相对单一的现状,基于预制平行钢丝束索股法(Precast Parallel Wire Strand Method,PPWS 法),借鉴公路、铁路等悬索桥主索架设技术,并根据管道跨越悬索桥的结构特点,结合实际经验,对主索架设工艺进行了创新,明确了PPWS 技术应用于管道跨越悬索桥主索架设的工艺流程以及相关设备、设施的设计原则,并重点介绍了各步骤的技术要点.结果表明:通过对PPWS 技术进行改进和应用,该技术适用于管道跨越悬索桥主索架设,可在一定程度上提高架设的效率和质量,也可将其推广应用至其他单跨、多跨等多种形式的悬索桥主索架设.

风险评估是管道完整性管理的基础和核心技术,而风险可接受判据是风险评估中必须解决的关键技术问题。按照风险的最低合理可行(ALARP)原则,结合中国油气管道实际,基于历史事故数据统计分析,提出了中国油气管道风险可接受准则。推荐个体风险可接受的临界值为10^-6,可容忍的临界值为10^-4;给出了社会风险可接受判据的F-N曲线模型,即死亡人数(N)和超越概率(F)关系曲线。建议加强油气管道失效信息数据库建设,做好历史失效事故数据的积累和统计,对管道风险评估具有重要意义。

为了提高大型LNG 储罐罐壁隔热层的保冷性能,对其隔热层厚度进行优化。采用理论分析与数值计算相结合的方法,在不同隔热层厚度下,从储罐的保冷损失、蒸发率、外罐壁受力及变形情况3 个方面来评价隔热层保冷性能,并对隔热层的厚度进行优选。结果表明:太阳辐射对储罐温度场影响较大,在进行LNG 储罐保冷分析及相关设计时不可忽略;LNG 储罐罐壁隔热层(主要指膨胀珍珠岩)厚度与保冷损失率呈反比,当膨胀珍珠岩达到一定厚度后,随厚度增加,保冷损失减小缓慢;随着隔热层厚度的变化,外罐壁的受力和变形较大,因此应该关注不同隔热层厚度对罐壁结构的影响。

针对传统的油气管道管理仅依靠经验实施治理工作,维修资金处于“一刀切”的初级水平,维修不彻底,甚至存在个别高风险点遗漏治理的问题,提出了基于完整性数据优化的油气管道维护维修管理方法:在全面实施管道完整性管理的基础上,依托其收集和整合的油气管道基本信息、日常运行、管道沿线环境、风险评价等海量数据,通过综合分析制定科学的工程计划,对其实施有效的维修维护,依据管道风险的发生概率及失效后果进行资源分配,从而确保将有限的资金投入到最需要维修维护的管道上。实例应用结果表明:该方法操作简单,在保证风险削减的前提下,可以降低不必要的投资成本。

开展冻土区管道的建设,需要在寒冷的环境下进行施工,硬质聚氨酯保温瓦块避免了低温发泡的问题,但也存在施工效率低、不能保证保温效果的问题。将柔性保温材料二氧化硅气凝胶保温毡、聚乙烯泡沫塑料引入补口保温层结构,用以提高施工效率,改善保温效果。在不同的工作管温度下,对3 种补口保温层结构的导热系数、热流密度、外表面温度分布进行了研究,结果表明:115 mm硬质聚氨酯泡沫塑料的导热系数、热流密度最小;二氧化硅气凝胶保温毡可以改善聚氨酯保温瓦块补口外表面的温度分布;“聚乙烯泡沫+二氧化硅气凝胶保温毡”保温结构的保温性能可以满足工程需要,施工性能较好,可用于寒冷环境下的管道保温补口施工。

大型全包容式LNG 储罐是目前国内LNG 接收站广泛采用的一种罐型,此类储罐为内外两层,内罐采用Ni9 钢,外罐采用钢筋混凝土,中间填充保冷材料,其投用技术比较复杂,而储罐冷却技术是其投用调试过程中风险最大、最难控制的一个环节.结合大连LNG 接收站3^#储罐冷却的整个流程,对大型全包容式 LNG 储罐进行了详细的描述,并结合数据进行分析讨论.总结了大型LNG 储罐的冷却投用经验,为进一步完善优化LNG 储罐冷却投用技术给出了指导性建议.

稠油O/W 乳状液的性质复杂,其静态稳定性和黏度是选择确定输送工艺的重要指标。使用两种稠油和3 种乳化剂成功地在高温及高矿化度等条件下,制备出O/W 乳状液,确定了乳状液的制备条件,筛选出适合不同条件的乳化剂。通过测量O/W 乳状液在不同制备条件下的黏度和析水率随时间的变化,分析各因素对乳状液性质的影响规律,得到了O/W 乳状液黏度和稳定性随含水率、搅拌条件、温度、矿化度以及pH 值的变化规律,完善了O/W 乳状液黏度的预测模型。

为优化LNG 接收站BOG 处理工艺,降低整个接收站的功耗,以外输量为200 t/h、储罐BOG蒸发量为3.04 t/h 的某LNG 接收站为例,对再冷凝工艺和直接压缩工艺两种典型的BOG 处理工艺进行了功耗分析,得出BOG 压缩机和LNG 高压泵的功耗为整个工艺的主要功耗。运用ASPENHYSYS模拟软件对现有工艺流程进行了优化:在现有BOG 处理工艺的基础上,通过对LNG 进一步加压至高于外输压力,靠气化后膨胀高压外输天然气做功来实现BOG 的压缩和对LNG 的加压。优化结果表明:BOG 直接压缩工艺和再冷凝工艺分别节约功耗1 616.27 kW、1 270.64 kW。

膨胀珍珠岩填充施工是LNG 储罐建设后期的关键工序之一,其填充质量直接关系到储罐投产后的保冷效果。珍珠岩现场膨胀、填充设备主要包括原料仓、膨胀炉、旋风分离器、热交换器、集尘器、输送系统、振实器等。膨胀珍珠岩的填充工艺流程包括填充之前的准备工作、膨胀珍珠岩的填充、填充效果的检测以及填充后的振捣。LNG 储罐珍珠岩的膨胀、填充作业是不间断作业,在整个作业过程中需采用振实密度检测仪、粒度分析仪等对珍珠岩的松散密度、振实密度、粒度级配、含水率及导热系数进行定时检测并记录检验数据,依据检测结果调整珍珠岩膨胀工况,可有效确保投产后LNG 储罐整体BOG 蒸发率测试合格,避免储罐珍珠岩保冷作用减小或失效。

针对输油管道地震安全性评价对管道失效后果考虑不足的问题,在管道设计阶段引入空间信息技术,建立基于环境风险定量分析的地震安全性评价体系:利用GIS 缓冲区分析、叠置分析等功能,结合风险评价模型,定量分析地震导致输油管道失效所引发的管道周边环境风险,并以环境风险大小衡量对应管道的地震安全性。以某输油管道地震安全性评价为例,阐述了该体系的实施方法、步骤,并验证了其可行性。结果表明:管道地震风险受管道周边环境影响较大,在地震安全性评价中,有必要对失效后果加以考虑,对输油管道确定抗震设防等级及开展抗震设计具有参考意义。

为了改善天然气长输管道纯环氧树脂防腐涂层的耐磨性,通过在未表干的环氧树脂涂层表面喷覆SiO₂粉末的方法,制备了SiO₂/EP耐磨复合涂层。利用分级法、维氏/显微硬度计、冲蚀磨损试验机和SEM等方法,研究了SiO₂含量、固化温度、保温固化时间对复合涂层结合强度、硬度以及耐磨性的影响。结果表明:用静电喷涂法制备的SiO₂/EP复合涂层结合强度与纯环氧涂层相当,当SiO₂颗粒含量30%、加热固化温度60℃、加热固化时间30 min时,复合涂层的综合性能达到最佳,复合涂层的硬度是纯环氧涂层的5倍,耐冲蚀磨损性能提高了4倍。

水击泄压阀是输油管道可靠运行的重要安全保障设备,为提高国产化水击泄压阀的动态性能,对其动态试验进行仿真.借助三维建模软件对泄压阀的主阀内部流道进行三维建模,并采用CFX软件对内部流场进行仿真,进而在一维仿真软件的基础上,对泄压阀的动态试验进行仿真,求解得到泄压阀在起跳压力为3.2 MPa 下的动态特性曲线,将仿真值与试验值进行对比,结果表明:该国产化泄压阀的仿真动态性能指标与试验结果吻合较好,满足泄压阀的动态响应时间应小于100 ms 的要求.

为研究浅水区域海底管道泄漏天然气扩散规律,减少重大事故的发生,基于计算流体动力学(CFD)理论,建立海底天然气管道泄漏事故后果预测和评估模型.通过用户自定义函数(UDF)给出海流流速分布情况,结合VOF 模型和κ-ε湍流模型,实现对泄漏天然气扩散行为的模拟,研究不同泄漏速率、泄漏孔径及海流流速对天然气在海水中扩散行为的影响.结果表明:海底天然气泄漏扩散大致经历气云团→大气泡→小气泡3 种形态的变化过程;泄漏速率越大,扩散气体气泡半径越大,与海水掺混比例越小,抵达海面的时间越短;泄漏孔径变化对天然气扩散的影响与泄漏速率变化影响相同,但泄漏孔径变化对天然气扩散形态的影响更为明显;海流流速越大,气体扩散轨迹与海底的夹角越小,沿海流方向的扩散距离越大.

使用自行研制的原油压缩试验装置,研究了大庆原油的压缩特性:胶凝原油蜡晶网络结构屈服破坏前,胶凝原油表现出复杂的压缩特性;胶凝原油蜡晶网络结构屈服破坏后,胶凝原油压缩符合弹性压缩特性,可用已有文献公式计算。使用自行研制的管流环道试验装置,研究了苏丹胶凝原油蜡晶网络结构屈服破坏前的弹塑性压缩特性:胶凝原油停输后的恒温静止过程,伴随静态胶凝原油蜡晶网络结构恢复,环道内压力连续下降,指出环道内压力下降乃蜡晶网络结构产生体积收缩所致;油温越低,压力下降幅度越大,体积收缩也越大。基于苏丹原油恒温启动研究成果,使用反演仿真计算方法,研究了胶凝原油环道初始启动过程胶凝原油的弹塑性压缩特性:胶凝原油弹塑性压缩系数远大于其对应温度条件下的弹性压缩系数,油温越低,蜡晶网络结构强度越大,弹塑性压缩系数越大。

大气压变化对LNG 接收站蒸发气量(BOG)计算的影响因工程项目自身特点不同而有所差异,结合不同工程项目的储罐压力控制方式,详细分析大气压变化对BOG 产生量的影响,结果表明:对于采用LNG 储罐表压来控制BOG 压缩机运行负荷的LNG 接收站,在计算BOG 量时,应将大气压降低考虑在内,尤其是对于沿海地区大气压波动较频繁的工程项目;对于采用LNG 储罐绝对压力来控制BOG 压缩机运行负荷的LNG 接收站,在计算BOG 量时无需考虑大气压变化.基于国内外BOG 计算方法的对比结果,推荐了较为合理的计算方法,可为LNG 接收站中BOG 产生量的计算,以及如何确定BOG 压缩机处理能力提供借鉴.

两次或多次管道内检测数据对比,能够充分挖掘管道内检测数据中的有用信息,提高管道内检测数据的使用率,是管道完整性评价的重要补充。结合实际工程应用,介绍了两次内检测数据的匹配方法,数据对比方法及差异,以及如何利用数据对比结果发现并解决完整性评价中存在的问题。结果表明:通过两次或多次内检测数据的对比,可分析各类缺陷产生的原因,明确管道存在的活性腐蚀,科学计算腐蚀生长速率,最大限度地降低管道完整性评价中的不确定性。

在天然气管道投产过程中,为了使管道达到运行压力,需对其进行分阶段充压,并保证在每个阶段充压结束后有时间稳压和检漏,有必要对管道每个阶段的充压时间进行预测。基于BWRS方程编制了天然气管道投产时充压时间预测软件,可用于不同管径、目标压力和气质组分的天然气管道充压时间预测。将其应用于中缅输气管道(瑞丽-玉溪段)由1 MPa充压至3 MPa的充压时间预测,预测结果与实际充压时间基本吻合,预测充压时间的最大偏差小于4 h。通过软件对影响充压时间的温度、壁厚、高程等因素进行详细分析,结果表明,温度对预测时间的影响较大,选择日平均温度预测充压时间更接近实测值。

目前油库的二次配送方式以不合理的行政区域配送为主,需要对油库到加油站和机构用户之间的配送即油库配送区域进行优化。为此,基于泰森多边形理论,以某一地区现役油库为例,结合泰森多边形的特点,根据泰森多边形的构建步骤,对该地区现有油库的配送区域进行重新划分,将地区15个现役油库划分合理配送区域,同时,地区内每个油库配送区域结果受该地区边界限制,将边界因素加入后,根据地理位置可以划分出几个虚拟片区,便于企业管理和油品配送。结果表明:在不改变油库配置及配送方式的前提下,配送区域优化后,整体油库总平均配送距离下降10.54%。

:LNG 接收站防波堤、海堤的堤顶需通行车辆,因此LNG 卸料管道穿越防波堤、海堤是其设计的难点,同时LNG 的低温特性使其不能采用顶管、埋地敷设等常规管道的穿越方案。借鉴美国、日本采用海底和地下涵洞连接码头和储罐工程的实践经验,提出LNG 卸料管道“堤顶箱涵”过堤方案:通过在堤顶道路设置钢筋混凝土箱涵,使LNG 卸料管道在同一标高内平顺通过海堤,箱涵两侧设置4%坡道,满足平交道路车辆通行要求。实例应用结果表明:该方案既不影响堤顶道路通行和堤身稳定,又能保证LNG 接收站工艺管道的正常运行及检修。同时,通过核算海堤的防潮设计水位,“堤顶箱涵”不影响海堤的防潮功能,可为面临同类问题的LNG 接收站管道穿堤设计提供参考。

为了解决某输油泵电机振动偏大的问题,利用便携式振动分析仪采集电机运行参数,依据国家标准对电机运行状态进行评级.振动烈度评价结果表明:电机振动等级达到国家标准规定C 级水平,不宜长时间连续运行.而频谱分析和降速分析结果显示:电机存在电气故障的可能性较大.通过对电机底座及支撑的螺栓处进行针对性检查,找出电机故障原因:6 号测点位置存在软脚,电机外壳存在轻微变形,导致电机定子偏心使电机振动增大.实际检修结果证明了诊断结果的合理性.

为研究深水油气混输管道的水合物形成问题,结合西非安哥拉海域某油田开发数据,使用OLGA 软件对海底长输管道、立管和井筒内的水合物生成情况进行了数值模拟。结果表明:在所给出的油流组分和产量变化情况及设定的节点温度压力条件下,该管道与井筒的温度和压力范围不落在水合物生成区内,水合物生成风险极低;随着含水率升高,该油田海管管内压力、温度及管段总压降均升高,而管段温降减小;随着气油比增大,海管管内压力、温度及管段压降均降低,而管段温降增大。结合油流组分和工况,分析认为油藏产出水中含盐量很大,从而抑制了水合物的生成。

为解决大输量站场中压缩机的异常振动问题,以某压缩机站场为例,通过计算气柱固有频率,证明了管路中扰动可激发声学共振的可能性,揭示了振动产生的根本原因。利用Fluent 有限元软件分析管内流体流动状态,明确扰动产生的源头;利用ANSYS 先进行静应力分析判断管道系统对离心压缩机出口压力脉动的响应,再进行动应力分析判断管道系统的敏感频率,进而阐述了工程中的结构分析不能完全揭露管道振动产生原因的不足。对管道设计结构进行优化,探究解决声学共振的方法,尽可能避免管道运行中的振动破坏,确保主要动力设备及管道的安全。

管道内检测器常采用里程轮定位的方法对管道缺陷进行轴向定位,但实际使用过程中,里程轮存在“打滑”现象,造成里程丢失,导致定位不准。为了提高管道内检测器的定位精度,分析了管道内检测器里程轮打滑的原因,建立了滚轮转动的力矩方程,探讨了各参数对轮体打滑的影响,并利用现有滚动摩擦模型进行了验证。建模分析结果表明:当检测器加速度过快时,滚轮自身加速能力有限而导致里程轮打滑丢失里程数据。通过在检测器上搭载速度控制系统,可调节检测器运行速度区间,避免检测器运行时出现过大的加速度;通过增大弹簧刚度、减小轮体的直径和宽度、轮体外圆滚花和局部热处理等方法,可以提高里程轮自身适应检测器加速度的能力。

某原油处理厂的伴生气增压后输送到天然气处理厂,接收端气液两相分离器仅能处理正常运行时管道内产生的液体,不能接纳清管时产生的液塞。为了使接收端分离器可以在清管时正常运行,采取清管前管道减压、增加气量吹扫的方法减少管道内积液量,由于操作压力和气量选择不合理,清管前后分离器未能正常工作。利用OLGA 软件模拟了管道内积液量、分离器进液量随管道压力和入口气体流量变化的动态过程,得到了合理吹扫方案:降低管道操作压力,待管道内积液量平稳后提高入口气体流量,管道内积液量小于分离器处理能力时开始清管,该方案保证了清管前后接收端分离器的正常运行。

油气管网可靠性研究是提升管网风险评价定量化水平的必然选择,充分吸收可靠性的现有研究成果,对油气管网的可靠性研究具有重要的促进作用.从单元、系统、网络3 个层面总结了目前比较典型的可靠性计算方法,介绍了不同方法的计算思路,结合油气管网的特点,分析了不同方法在油气管网可靠性计算中的应用前景.对于单元的可靠性计算,概率统计法和机理建模法是应用最多、发展最成熟的方法;对于系统的可靠性计算,布尔法和马尔科夫方法在其他行业应用都比较成熟,而马尔可夫方法在处理单元的共因失效和相关失效方面更具优势;对于油气管网网络可靠性的计算,目前的连通可靠度计算方法可以直接应用,而容量可靠度理论尚需根据油气管网的自身运行特点进行发展.

天然气水合物在管壁上沉积可导致管道堵塞,对沉积机制进行研究有助于解决水合物管堵问题。通过分析管壁上水合物颗粒的微观受力及移除机制,建立油基天然气水合物颗粒管壁粘附动力学模型,并以临界移除粒径和粘附率为标准,定量探究了油包水乳状液中水合物颗粒在不同壁面环境下的粘附情况。结果表明:当管壁表面无水时,范德华力为水合物颗粒-管壁间的主要粘附力,水合物颗粒的粘附率低于30%,粒径大于20 μm 的水合物均不会附着在管壁上;当管壁表面润湿或存在水膜时,毛细液桥力为主要粘附力,此时水合物颗粒粘附率接近100%,仅靠管流自身流动力很难将管壁上的水合物颗粒移除掉。研究证明了水合物颗粒在壁面上直接粘附是水合物管壁沉积机制之一。

大型LNG 储罐通常在微正压低温条件运行,无论静态还是动态工况运行,环境热量漏入均会导致LNG 闪蒸气化,造成气损,增加生产成本,并有可能造成LNG 分层而发生翻滚,使罐内压力上升带来安全威胁。根据大型LNG 储罐的结构特征,给出了较为简便的日蒸发率计算方法;提出了光照对储罐漏热量的影响,并给出不同条件下储罐表面温度的简便计算公式。将该计算方法应用于某16×10⁴ m³ 的 LNG 储罐日蒸发率计算,其计算结果达到大型LNG 储罐蒸发率的通用要求;运用液位差间接法对储罐实际蒸发量进行了计算,其结果与上述简便公式计算值较为一致。该简便计算方法可为LNG 储罐保冷设计、施工及生产过程中的绝热性能衡量提供较为准确的分析方法和依据。

随着低碳经济的发展,低碳管理越来越受到国家及相关企业重视。着眼于当今全球低碳发展背景,通过分析油气储运企业建立低碳管理体系的必要性以及国内外研究现状,以油气储运企业低碳管理体系为脉络,详细阐述了油气储运低碳管理的碳排放核算、核算数据分析、低碳解决方案的制定、减排潜力分析、碳交易项目开发5 个环节的最新研究进展,并进一步展望了油气储运企业低碳管理未来发展方向,以期为我国油气储运企业低碳发展提供有益借鉴。

如何保证沙漠地区RTU阀室电气设备间的适宜温度,是长输管道工程的设计难题。将被动式冷却技术引入阀室温度设计,以伊拉克工程为例,基于被动式冷却的工作原理,设计出被动式冷却系统:由放置在室内的蓄热水箱、换热器以及放置在屋顶的室外换热器3个部分组成,并通过管道连接组成室内和室外闭式循环系统。对该系统重要的设计参数如何取值进行分析,并在此基础上与太阳能能量管理系统(EMS)相结合,补充了具有辅助作用的主动式冷却设备,形成了更加实用的混合式冷却系统。新型冷却系统有效解决了RTU阀室电气设备间的温度问题,可为中东、非洲、东南亚等沙漠或热带雨林地区的管道工程设计提供参考。

为提升中亚天然气管道的管输效益,提出如下节能监测措施:提前筹划和引导,使合作伙伴的管道节能管理理念和原则认识与本国一致;采取"试点+推广"的模式,开展节能监测实施工作;针对压缩机效率计算,开展国内外标准对标,以增加外方对中国标准的认同度;多国统一协调配合,开展压缩机组节能测试;研究和应用大功率燃气压缩机组节能测试和评价方法;有效利用节能监测数据,发挥其最大价值.上述举措实施后,2014 年中亚天然气管道主要耗能设备年度节能监测率超过50%.

为了更好地实现石油化工生产区域的定量风险分析,介绍了多米诺效应的定义和评价流程,总结了国内外相关研究成果,分析了风险评价中使用到的热辐射、超压、碎片对设备损坏概率的计算模型,认为模型对影响因素的考虑不够全面,影响了评价结果的准确性,提出了未来应该关注的研究方向。通过多米诺场景概率计算出人员伤亡概率,为事故的救援工作提供了支持。为了完善国内的风险评价内容,应该逐步在制定规范时对多米诺效应的评价提出要求,根据评价结果采取相应措施,中断初始事故的扩展蔓延,防止事故多米诺效应的发生。

基于我国管道的快速发展和阀门国产化的积极推进,评价了国内阀门设计和试验标准现状,指出阀门内漏问题的根源在于国内缺少专门的阀门质量认证标准,阀门制造质量不能完全保证。介绍了美国阀门质量认证标准体系,其先进性主要表现在:严格限定阀门二级供应商资质,确定了第三方阀门质量认证机构,阀门外观状态检查和阀门材料机械性能试验更为严格细致,开展了阀门闭合能力试验、阀杆与闭合部件连接强度试验和阀门手轮性能试验等特殊检验,建立了阀门及部件应满足的最低要求准则等。最后,提出了建立涵盖阀门制造工艺、材料、检测、试验和检修的质量标准体系的建议。

国产大口径阀门在西气东输三线工程中得到大量应用,但阀门"跑、冒、滴、漏"现象时有发生,给管道运行和维检修带来重大安全隐患.油气管道工程建设中,阀门内漏控制是工程质量管理的重点.以阀门解体试验为基础,结合数据统计分析,考虑地理位置和自然环境等因素,从阀门本体结构、质量检验和施工管理等环节入手,查找出阀门内漏的2 个通道.针对内漏具体情况和严重程度,制定出堵塞2 个内漏通道的具体措施,明确了阀门在设计、制造、检验、运输和维护保养各环节的注意事项,有效控制阀门内漏,使工程质量得以提升.

因油中携带的溶解了腐蚀性杂质的水在管道低点或流动死区聚集导致管道内腐蚀而发生穿孔的问题越来越突出,基于此,针对管输原油含水量低、原油透光性弱、难以通过传统的试验方法确定油水两相流的流动状态的问题,运用流体仿真软件Star-ccm+,结合输油管道实际工况,对低含水率(含水量体积分数不高于1%)的原油在管道内的油水两相流进行模拟计算,结果表明:当前输油条件下,距离三通2 m后的盲管段内的流体基本不再流动,管道底部水的体积分数比管道上部高12.2%,水发生明显沉降,据此,对输油站内管道腐蚀情况进行预测,进而确定了安全运行重点监测部位。

城市燃气发展阶段应该在坚持全过程透视、全要素梳理和全方位考察的原则下进行合理划分,而不应简单地以主要气源为依据进行阶段划分.从煤气在中国开始出现到新中国成立前,人工煤气为唯一城市气源,城市煤气与殖民主义密切相关且定向发展;新中国成立后至全国城市煤气工作会议前(1984),国家煤气政策缺位,天然气和液化石油气渐入城市煤气,气源结构发生积极变化;全国城市煤气工作会议后至2002 年为行业政策形成阶段,发展城市煤气政策逐步形成,多气源齐头并进发展迅速,以人工煤气为主的供气格局发生重大改变;多元投资主体竞争,集团化发展与形成,确立天然气的主导地位是现阶段城市燃气发展的主要特征.内在需求、政策引导和资源保障是城市燃气发展中的关键性因素.