中俄管道试压标准差异分析

为保障国内长输管道通过高寒冻土区的运行安全,梳理了中俄两国的管道试压标准。从试压管段划分、试压介质、强度试验压力、密封性试验压力和稳压时间、输油气站工艺管道试压、管道试压渗漏检查方法、零度以下试压技术、强制性试压(重新试压和周期性试压)、试压监测管段、试压安全措施和环境保护等方面研究了中俄标准的相关规定,分析了不同标准之间的差异。介绍了俄罗斯标准关于高寒地区强度试压的特殊要求,以及试压环境保护等方面的先进理念,针对我国管道试压标准完善和制修订提出了建议。     

长输管道的试压

长输管道试压是管道施工中的一道重要工序,是对管材和焊接质量的综合检验。从管段划分、试压介质的选择、试验压力的确定等方面对试压工作进行了论述,介绍了国内外先进的施工实例和试压理念,旨在推动实现试压工作的专业化,保证管道长期运行的安全性。     

起伏地段干线管道的试压要求

管道干线试压是管道建设中一项非常重要的工作,尤其是起伏地段的管道干线试压,由于位差发生变化,在试压强度取值等方面不能照搬普通管道的要救亡 去进行。介绍了库鄯管道干线试压按照三项要求所进行的工作：①按管道截断阀间距划分试压段落,而不是采取站间和整体试压;②各分段之间的环焊缝采用１００％Ｘ射线探伤,提高安全性;③以水作为试压介质,及时发现环焊缝的针孔等缺陷。     

小型离心泵在定向钻穿越管道试压中的应用

对定向钻穿越管道试压时采用大型泥浆泵和小型试压泵两种试压方法的优缺点进行了比较,分析了采用小型试压泵时间过长的原因,提出了采用小型离心泵上水推球排气再利用小型试压泵试压的方法,将该试压方法与前两种试压方法进行了对比,结果表明,该试压方法既缩短了管道试压时间,又减少了试压费用,可为中短距离管道试压提供参考。     

山区大落差管道试压方案优化

山区大落差管道试压受试压介质静压差的影响,试压分段琐碎,导致出现大量现场连头,既影响试压效率,又存在管道泄漏风险。以兰成原油管道为例,从环向应力计算、低点应力水平确定、隧道群整体试压和局部壁厚调整等方面进行大落差管道试压方案优化,经优化,康县段管道试压从45段减少至24段,极大地提高了工作效率,减少了“黄金口”数量;分析了钢管订货和穿越公路河流段管道试压等环节的注意事项,以及试压连头和残留空气对试压的影响。     

轮库输油管道能球试压

根据轮库输油管道建设的特殊施工条件，介绍了这条管道能球扫线及试压的方法和过程，对式压爆管的原因进行了分析，指出钢管的制造质量必须进一步提高，直焊缝的冲击韧性有待加强。同时认为，这次通球试压，抢修施工的组织工作比较完善，为使管道在预定日期投产起到了重要作用。     

西气东输东段管道的综合投产技术

为了保证西气东输管道试压施工的安全,西气东输管道东段(靖边-上海)均采用以水为介质的试压方案,通过运用科学合理的技术手段,解决了因管道口径大、线路沿途地形地貌复杂、管道施工难度大、试压水缺乏、设备能力有限等问题,成功地进行了管道清管、测径、试压及干燥作业,其综合投产技术可为今后类似管道工程提供施工依据.     

苏丹输油管道的通球、测径和试压

介绍了苏丹输油管道在通球，测径和试压施工中改变以往国内实施的站间试压的程序，对分段管道试压后不再进行站间试压，加大了管道的最大试验段长度，使施工方案更切合苏丹苏油管道的实际情况，为苏丹输油管道能够按期竣工和平衡运行奠定了坚实的基础。     

钢质输油气管道试压标准分析

介绍了国内外长输油气管道压力试验的历史背景及现行的钢质输送管道试压标准,阐述和分析了国内新建管道现行两套钢质输送管道试压标准的采用情况,给出了不同试压方式的适用范围和管道试验压力的确定标准.     

茂名石化海底管道试压压降的分析方法北大核心

海底管道试压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,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,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。     

干空气吹扫干燥法在输气管道中的应用

除水干燥是提高输气质量，预防水合物形成的重要环节，也是输气管道水试压后应进行的重要工序，以涩宁兰输气管道9．5km，水试压段采用干空气吹扫法进行了作水干燥试验为例，介绍了干空气吹扫干燥的过程，对管道除水效果及除水干燥中露点的变化进行了分析， 结果表明，天然气管道应用干空气吹扫干燥法具有经济，工艺过程易控制等优点，适合在输气管道中推广应用。     

长输天然气管道在地形起伏山区地段的清管

长输天然气管道在地形起伏山区地段清管时,必须考虑高程差引起的重力位能变化对水力计算的影响,以及管道中积水注静压阻力对清管器运行速度的影响。依据长输天然气管道清管作业规程SY/T6383-1999,结合榆济管道汾阳-武乡段清管作业实际,针对5次清管作业清管器的运行速度和运行区间的压差进行统计分析,总结了管道积水静压阻力、地形起伏山区诱发段塞流和强烈段塞流对清管作业的影响。通过建立数学模型,简化了积水静压阻力计算公式,建立了分段积水注长度和高程差与积水静压阻力的函数关系式。指出了长输天然气管道在不停输状态下利用清管器对大口径、高压力的北方山区管道进行清管作业的注意事项。     

中济输气管道的试压、通球吹扫与置换

介绍了中济输气管道试运行投产工程中，进行强度试压，严密性试验，通球吹扫及干线，站场氮气置换和全线置换投产各环节的施工方案，施工方法，检测标准和具体施工步骤，为其它输油管道改输气管道试运投产提供了有益的借鉴。     

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）     

中俄油气管道运行标准差异分析

为保障中俄原油管道安全运行,全面梳理了俄罗斯油气管道运行标准。从管道试压及原油、成品油、天然气管道运行技术4个方面,深入研究了中国和俄罗斯管道运行标准的差异。系统阐述了俄罗斯标准的先进性,包括管道投产延迟条件下重新试压、运行管道强制性试压和周期性试压、清管作业、输油站紧急停输准则、混油控制切割和掺混、压缩机异常条件操作程序和辅助设备检验等。建议借鉴俄罗斯标准对我国油气管道运行标准进行修订。（表1,参1）     

湿气管道清管周期确定方法的适应性分析

湿气管道在实际运行中,需要基于某些方法确定清管周期,以保证管输效率。为研究国内常用清管周期确定方法的适应性,对最小输气效率法、最大允许压降法、最大积液量法存在的不足进行剖析,并基于2条实际管道,重点研究了清管后管线输送效率和积液量的变化规律。结果表明:当利用最大积液量法时,决定清管周期的关键因素是清管液塞量而不是管内积液量;通过静态积液量确定清管周期的做法具有一定的局限性;当管道输送量较大时,利用最小输气效率法和最大允许积液量法得到的清管周期均为无限大,无法有效应用;对于实际管道,无论是最小输气效率法还是最大积液量法,得到的清管周期都过于短暂,不能用于指导现场清管周期的确定。     

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。     

轮库输油管道通球试压

根据轮库输油管道建设的特殊施工条件,介绍了这条管道通球扫线及试压的方法和过程,对试压爆管的原因进行了分析,指出钢管的制造质量必须进一步提高,直焊缝的冲击韧性有待加强。同时认为,这次通球试压、抢修施工的组织工作比较完善,为使管道在预定日期投产起到了重要作用。     

单管通球工艺及其在大庆油田的应用可行性

相比于单管环状掺水和电加热工艺,单管通球工艺可以在一定程度上降低能耗。基于成熟的单管通球工艺,开展了高寒地区单管通球工艺应用研究。通过分析大庆油田某区块单井产液量、井口出油温度、含水率和井口回压等参数,验证了该工艺在大庆油田应用的可行性。在敖古拉油田开展了工艺应用前期试验,结果表明:合理安排通球周期,该工艺可应用于高寒地区较高产量的油井;以齐家油田为例,通过水力计算验证了该工艺在低产油田的应用可行性。单管通球工艺在高寒地区油田中的应用,对于进一步优化集输工艺、节能降耗具有一定的指导意义。