复杂湿气集输管网清管时机的确定

在复杂湿气集输管网中,当管道实际运行压力、输量高于或低于管道设计运行压力、设计输量时,计算出的管道输气效率会出现大于100％或偏低的情况,使得管道清管周期的合理制定非常困难。为了确定管网的清管时机,制定合理的清管周期,减少清管作业频次,提出利用相对输气效率、管道始末端压差梯度、预测积液量与管容体积百分比、管道气体流速等参数综合分析判断管道清管时机的新方法。通过对苏里格气田集输骨架管网历次清管作业的分析计算,认为该方法符合现场作业的实际情况,可以准确判断出复杂湿气集输管道的清管时机,为现场清管周期的确定和清管方案的编制提供科学有效的依据。（表1,参6）     

输气管道清管周期的影响因素及确定方法

对输气管道清管周期影响因素进行了分析,确定将最小允许输送效率、最大允许积液量和最大允许压降作为清管的参考标准,以水力摩阻因数、管输流量、输送效率为基础,提出了沿途有、无支管并入的情况下,是否需要清管作业的理论判断流程。介绍了通过软件模拟静态积液量并结合气体携液能力综合确定清管周期的软件模拟法。结合苏里格北二干线实例,详细阐述了两种方法的具体应用步骤,分析了该理论判断流程的局限之处,最后得出：应针对不同的应用场合选取合理的清管参考标准,并使用合适的计算方法确定清管周期;应针对不同的管输介质和管输工况,选取合理的积液量和两相压降预测相关式,以确定合理的清管方案。（表4,图4,参13）     

苏里格气田输气管道清管周期的确定

以输气效率作为确定输气管道清管周期的依据,若输气效率低于90%,则需实施清管作业。基于摩阻因数、管输流量、输气效率的计算,建立了苏里格气田天然气集输管道清管周期的数学模型,计算了各段集输管道在不同输气量下的输气效率和压差关系曲线,依此可以确定不同输气工况下的清管周期。     

大落差天然气管道安全清管工艺条件

大落差地区的天然气管道清管时,受地形起伏和管道积液量的影响,清管器的运行速度容易发生剧烈波动;清管器与管道在弯头处碰撞,形成冲击载荷,威胁管道运行安全。以中缅天然气管道龙陵输气站至保山输气站大落差管段为例,基于管道仿真技术,分析清管器最大运行速度与管道压力、输量、积液量之间的关系,指出积液量是影响清管器最大运行速度的主导因素;确定管道应力不超过管材许用应力条件下的清管器最大允许运行速度,以及与之相对应的最大允许积液量;将积液量与管道输量、两端压差关联,提出由管道输量和压差所表征的管道安全清管工艺条件,为判断大落差天然气管道安全清管条件提供了可靠、实用的方法。     

跨国长输天然气管道清管作业特点

清管作业是天然气长输管道投产前或运行中的一项重要作业,可保证管道的安全运行和输气效率。跨国天然气管道的清管作业不同于常规清管作业,其具有一定的复杂性和特殊性。介绍了中亚天然气管道在清管站设置、清管站工艺、清管器选型等方面与国内一般管道的不同之处,并以中亚天然气管道清管作业为例,对中亚天然气管道乌国段的清管工艺特点和清管经验以及跨国段管道清管作业的特点和关键要点进行了总结和解析,以期为后续跨国长输天然气管道的清管作业提供帮助。     

中国与俄罗斯管道清管技术标准差异分析

为保障中俄原油管道安全运行,分别从清管方式、清管器运行速度、清管周期、管道有效直径计算、清管质量控制措施、清管器跟踪和清管安全措施等方面,深入研究了中国和俄罗斯管道清管技术标准的差异.阐述了俄罗斯管道清管技术标准的先进性,包括清管装置和清管方式多样化、基于输送效率进行周期性清管和紧急清管、设定清管器监测点位置和划定清管作业危险区域等.最后,针对借鉴俄罗斯标准,提高我国原油管道运行标准水平以加强标准制修订工作,提出了建议.     

天然气管道工程设计中输气效率系数的取值

天然气管道输气效率系数表征管道实际运行情况偏离理想计算条件的程度,其取值对管道的实际输送能力和管道工程的建设投资、运行维护费用等具有重大影响。为了保证管道在经济最优的情况下,在运行阶段依然能够达到设计输量,需要合理确定管道的输气效率系数。结合工程实例,对Colebrook-White(C-W)、潘汉德尔B等较为常见的几种水力摩阻计算公式进行了理论研究和对比分析;基于GB 50251-2003输气管道工程设计规范中对采用潘汉德尔B摩阻计算公式时输气效率系数E的取值规定,校核了我国当前设计中采用C-W水力摩阻计算公式时,输气效率系数值取1的合理性;通过对输气效率系数的分析研究,给出了管径、管壁粗糙度及雷诺数不同的管道工程,在输气效率系数值取1的基础上所应做出的适当调整。     

清管作业对低输量原油管道稳定性的影响

针对清管器在含蜡原油管道中的受力情况建立了清管模型,通过采用四阶龙格-库塔方法和VC 编制程序清管模型进行的数值计算及求解,得到了清管器在含蜡原油管道中的运行规律。根据清管作业时管道各运行参数的变化曲线,分析了清管对低输量管道运行稳定性的影响,并提出了相应的清管安全措施,为解决低输量原油管道清管时的实际问题提供了理论参考。     

原油管道改输天然气前的清管实践

为保证原油管道改输天然气后的输气质量和运行安全,必须在管道输气前实施清管。介绍了新疆塔河油田四、六区块4-1计转站至1号联合站原来的原油集输管道改输天然气前的清管方案和清管步骤,分析了其清管效果,指出利用经清管检测达标后的原油管道改输天然气与再建输气管道相比,不仅施工周期短,工艺操作简单,而且还可节约大量的建设资金。     

仪长原油管道清管实践

仪长原油管道自2006年5月全线投产直至2012年9月从未进行过清管作业,为了从根本上改善管道的运行状况,先后进行两次清管作业。首次清管采用YY—RGQ型软体清管器,以降低清管风险,保证管道安全运行;第二次清管采用站场自配的安装有跟踪设备的YY—JDQ型清管器。阐述了清管作业过程,包括收发球操作和清管技术要求。清管结果表明：首次清管杂质较多,有加热炉运行的管段,结蜡量相对较少;第二次清管清除的蜡和杂质虽然明显少于首次清管,但蜡沉积已经对管道的经济运行产生了影响,说明清管周期不合理。为此建议：易结蜡管段采用加热输送工艺,使输油温度高于析蜡点;确定最佳清管周期,制定合理的清管计划。（图1,表1,参6）     

新建天然气管道的除水与干燥技术

综述了当前新建天然气管道的各种除水和干燥技术。举例介绍了适合距离较长的管道一次性完成除水使用的两类除水清管列车及其技术细节，以及适用于较短距离管道（段）除水使用的分多次单发清管器的除水方法和除水技术要点。分别对目前最常用的真空干燥法、干空气吹扫干燥法和甲醇扫线干燥法的原理、工艺、技术要点、优点和缺点等进行了论述。提出了涩宁兰管道选用干空气吹扫法干燥的建议，并对某管段干燥需要的时间进行了预测。     

天然气管道清管作业风险分析及应对措施

天然气长输管道需要定期清管,以保证管道安全平稳运行。由于天然气自身易燃易爆的性质以及天然气管道运行压力较高等原因,清管作业存在许多风险。基于国内长距离输气管道的清管作业经验,概述了天然气管道清管过程中可能存在的各种风险,包括清管器卡堵和窜气、盲板操作风险、阀门泄漏、硫化物自燃、天然气爆炸、环境污染等,针对各种风险提出了应对措施。为确保清管作业安全,需要收发球现场各工作小组、沿线阀室、各监听点积极配合。     

水平管气液两相流清管瞬态过程试验研究

利用内径为80mm,全长为350m的室外大型多相流试验环道进行了气液两相流的清管通球试验,介绍了清管试验环道装置和流程以及多相流数据采集系统,测得了通球时的集液量、清管时间、清管球运行速度变化规律,计算得到了清管时的平均持液率,分析了各流动参数和沿线各点的压力、压差变化规律。     

年输量不确定的油气管道优化设计

概述了国内外油气管道优化设计的概况和进展,针对以往的研究没有考虑油气管道年输量在实际运行后的不确定性,按照确定性输量设计的管道方案与实际运行存在很大差异的问题,认为应对各种优化设计技术和方法进行比较,以便从中选择适合于管道实际情况的设计方法,尽量减少设计方案与实际情况的差异,提高设计效率和投资效益.     

国内外天然气管道绝对当量粗糙度的设计取值

天然气管道的绝对当量粗糙度是工艺计算和评价管道涂敷内涂层经济效益的一个重要参数,目前,国内外输气管道绝对当量粗糙度的设计取值差异较大,介绍了管道工业发达国家输气管道绝对当量粗糙度的取值范围及有关绝对当量粗糙度的一些最新研究成果。针对我国的具体情况,以陕京和中原两条输气管道为例,进行实算反推运行管道的绝对当量粗糙度值,对长输大口径天然气管道绝对当量粗糙度的设计取值提出了建设性的意见。     

利此亚西部管道阴极保护技术

利比亚西部管道平行敷设两条不同管径的原油管道和天然气管道,通过对其阴极保护系统的预试运,发现管道的电位出现异常的波动,且波动幅度超过了允许范围,管道可能存在杂散电流的干扰。通过对管道正常运行下的IR降、全线保护电位以及同步电位和交流干扰进行测试分析,成功地解决了管道阳极接地电阻问题、无电地区的电源问题以及杂散电流干扰问题、使该管道阴极保护参数处于理想状态。