漠大管道在沿线多年冻土区的位移监测

针对漠大管道在沿线多年冻土区面临的冻胀融沉灾害,提出了基于全站仪测量的管道位移监测技术。详细介绍了管道位移监测原理,设计了基准桩和标志桩结构,采取了3项措施保证基准桩的稳定。在漠大管道漠河首站-加格达奇泵站区间,选取了9个高风险区,安装了62套管道位移监测装置。2010年11月9日管道投产前采集了初始数据,2010年12月-2011年6月完成了5次数据采集,对监测数据进行分析发现:监测段管道未受到冻胀灾害的影响,部分监测段管道受到融沉灾害的影响。验证了该技术的可行性和有效性。     

漠大原油管道SCADA通讯中断原因及应对措施

漠大原油管道SCADA控制系统通讯中断频繁,严重威胁管道的安全运行。基于漠大原油管道通讯中断数据,统计分析了通讯中断时长、通讯中断类型的比例分布特性,结果表明,时长2～12 h的通讯中断频次最高,占总中断次数的44.3%。探讨了漠大原油管道通讯中断原因,其中天气因素与设备故障是导致通讯中断的主要因素,共导致了74.4%的通讯中断时长。为了降低通讯中断频次,结合漠大原油管道的运营现状,提出了4项管理措施：加强天气监控及现场作业管理,做好应急预案;完善管道保护程序;积极开展维护修复工作;加快推进加格达奇以南光缆割接与测试工作。     

热油管道低输量的安全运行

围绕热油管道低输量的临界安全输量问题，分析了低输量运行不稳定的原因，总结出降低临界安全输量和防止运行不稳定的方式及具体措施，提出判断临界安全输量的方法与低输量运行时应注意的事项，为热油管道低输量的安全高效运行提供了参考。     

关于老龄管道的安全运行

管道老龄化是世界性问题,进入老龄期的管道能否继续安全运行,需要从管道的原始条件、维护条件及油田的产量方面进行综合考量。美国贯穿阿拉斯加管道是老龄管道继续安全运行的成功范例,借鉴其成功经验,可以促进与保证东北原油管网的安全运行。对于东北管网庆铁线交替输送中俄原油方案,认为必须对管道的原始条件和管道的应力交变问题进行仔细调查与研究,慎重决策。     

烯烃输送管道建设与运行的安全环保问题

以扬子石化-扬州化工园区的烯烃输送管道为例,分析了环境污染和安全风险因素,提出了控制废气、废水、固体废物、噪声等污染物的有效方法。工程建设参照油气管道行业的相关标准规范执行,采取提高管道设计系数、选用高质量钢管以及性能优良的防腐层等措施确保管道的本质安全;确定合理的安全间距以减少对沿线人员和设施的影响;两根管道同沟敷设时,在同一管沟内分层布置以减少对当地行政规划的影响;严格控制管道焊接、检验、清管、试压等环节的施工质量;设置RTU截断阀室以减少事故状态下的环境污染和经济损失。同时,总结了管道运营期间的安全要点,提出了防范措施。     

天然气减阻剂对管道运行安全的影响

利用腐蚀实验和失重测试方法研究了BIB天然气减阻剂对天然气管道内壁的影响,同时考察了天然气减阻剂原料、中间体和溶剂对管道内壁的影响。通过电化学实验,得到了管壁样品在含有不同比例的天然气减阻剂介质中的动电位极化曲线,通过计算机拟合极化曲线,得到了含有不同比例的天然气减阻剂介质的自腐蚀电位、自腐蚀电流密度和极化阻力,总结了天然气减阻剂对管道内壁的电化学影响。通过燃烧测试实验,研究了天然气减阻剂对天然气气质的影响;通过搅拌实验,初步研究了天然气减阻剂对下游处理工艺中的脱硫脱碳溶液系统和脱水系统的影响。研究表明:BIB天然气减阻剂对天然气管道的运行安全基本没有不良影响。     

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。     

卤水输送管道建设与运行的相关技术问题

以淮安-灌东盐场卤水输送管道为例,介绍了输卤管道在施工、运营期间的主要环境污染及其相应的控制方法.提出了管道建设与运行期间保护生态环境的方式.从管道安全运行角度出发,认为应在防腐、抗震和穿跨段保护等方面加强运行管理工作.     

高寒地区成品油管道冰堵点判断与预防措施

高寒地工铖品管道冰堵现象时有发生。在管道完全堵塞情况下,采用注油试压的方法,利用注油量和压力变化计算出过油管段长度,从而确定堵点基本位置,若管道未完全堵塞,可向管道仙投放可发出信号的清管器跟踪探测;或者向管道仙发射压力波,测量其返回时间,推算管道堵塞基本位置,提出了预防管道冰堵现象的相应措施。     

漠大线多年冻土沼泽区管道融沉防治及温度监测

漠大线管道自投产以来,全年均为正温输送,且输送温度远高于设计预期温度,因而加速了管道周围冻土区的融化,管道容易发生融沉,安全性面临极大考验。结合漠大线投产后的实际运行情况,参考冻土区工程建设经验,设计了热棒与粗颗粒土换填相结合的多年冻土沼泽区域管道融沉防治方案,并在漠大线K305处完成了100 m示范段建设,并在示范段管道周围土壤中安装了温度监测系统,通过近一年的温度监测数据分析了目前示范段的融沉防治情况。结果表明：热棒的安装降低了管道地基的温度,增加了土壤的冷储量,起到了稳定地基的作用,而管道底部换填的粗颗粒土可以保障热棒的制冷作用不会引发管道冻胀灾害。     

中俄原油管道项目特点与经验启示

中俄原油管道作为国内第一条途经多年冻土区的原油管道。该项目的主要特点：长距离穿越多年冻土区和原始森林区,采取常温输送的输油工艺,沿线野生动植物种类繁多,生态环境脆弱。项目建设取得的主要经验：多年冻土区采用＂埋地＋厚壁管＋换填＋保温层＂的管道敷设方法,纵坡地段采用木屑护坡,多年冻土区选择冬季施工,边境施工采用＂封闭建设区＂的管理模式等。该项目实测的油温、黏度等油品物性,根据实测地温反推得到的传热系数等基本参数可为类似项目提供设计依据,运行过程中发现的设计余量小、管道结露等相关问题可为今后类似项目提供参考。（参9）     

中缅原油管道跨越国际河流定量环境风险评价

近年来,原油管道建设与环境保护的关系备受关注,为了全面评价中缅原油管道澜沧江跨越工程的环境风险水平,参照国内外原油管道风险评价的理论和方法,采用环境本底调查、环境风险识别、环境后果模拟等手段,对中缅原油管道澜沧江跨越管桥进行定量环境风险评价。结果表明：管道发生泄漏后,将对澜沧江沿岸的动植物、江水水质等产生较严重的影响,但是持续时间较短,不是永久性或者灾难性的;原油泄漏也不会对缅甸等澜沧江下游国家境内的江水水质造成影响。中缅原油管道澜沧江跨越环境风险在可接受的范围之内。通过本次环境风险评价,对原油管道跨越国际河流的环境影响定量评价进行了有益的探索。     

西部原油管道余热回收系统的设计与应用

西部原油管道冬季运行油品热处理外输出站温度达到50-55℃,不但损伤管道防腐层,而且造成能源浪费。为此,对乌鲁木齐首站、鄯善站原油加热系统进行余热回收技术改造,在热媒换热器的基础上增加了油油换热器,使热原油与进站冷油进行热量交换,对综合热处理后的原油进行余热回收,既满足了原油综合热处理65℃的温度要求和40℃出站的温度要求,又达到节能降耗的目的,实际节约能源近30％。同时,冬季运行投用余热回收装置后,可防止紧急停输再启输工况下输油泵因油温过高保护停泵及部分冷油进入下游,并满足急冷热处理后的外输条件。（图7,表6,参8）     

热历史对西部原油管道外输吐哈油物性的影响

针对重复热处理初始温度相同和不同两种情况,研究了热历史对西部原油管道冬季外输加剂吐哈油在沿线各站的凝点变化规律,结果表明:初始油温高于20℃,重复热处理对加剂吐哈油的凝点影响较小;初始油温低于20℃,重复热处理对油品的凝点影响较大,重复热处理温度在20～35℃之间将使原油物性明显恶化。开展了现场跟踪试验,结果表明:西部原油管输加剂吐哈油出站油温高于50℃、进站油温高于20℃,能够确保安全生产;出站油温为20～35℃,加剂吐哈油的凝点明显升高,安全生产将难以保证;采用首站一站式启炉,目前尚可满足管道安全运行的需要,一旦其因管道输量变化不能满足要求时,中间热泵站启炉热处理温度需避开20～35℃温度区间。     

原油流动性测量及在管输应用中的若干问题

高粘原油(特别是改性原油)的流动性与原油经历的热历史和剪切历史密切相关,在管输应用中,凝点(倾点)、流变曲线及屈服应力是表征原油低温流动性的主要参数,也是影响管输安全性和经济性的关键因素。分析讨论了这些参数的测量及测量结果在管输应用中的若干问题,主要包括凝点测定中观察液面的扰动剪切、分层原油凝点(倾点)的测量、平衡流变曲线测定中剪切率上行与下行的影响、含水原油流动性质的测定、原油屈服应力及其测定方法和管输应用等,并指出为管输应用提供数据的流动性测试应与管输条件的模拟密切结合起来。     

俄罗斯和哈萨克斯坦原油的硫化物腐蚀分析

通过试验测试,分析了俄罗斯和哈萨克斯坦原油中总硫含量和活性硫的分布,讨论了原油中活性硫与总硫含量、活性硫与腐蚀间的关系.为考察两种原油的硫化物对X70钢和X60钢的腐蚀性,在原油中以开路电位进行了试验,结果表明,X70钢的抗腐蚀性优于X60钢.     

中缅原油管道澜沧江跨越段原油泄漏扩散数值模拟

中缅原油管道澜沧江跨越段是整个中缅原油管道的"咽喉工程",确保其安全运行显得尤为重要.在相对于澜沧江跨越段下游的二维河流地图轮廓基础上,建立了跨越段溢油事故下游河道的二维计算域.采用SSTk-omega湍流模型,结合追踪多相流界面的VOF方法,针对澜沧江不同水期、不同泄漏位置、不同泄漏方式共12种泄漏工况分别进行了模拟...     

阿赛管道稳定运行的进站温度预测与评价

长距离热油管道输送介质的组成一般比较复杂,为维持其经济输送温度,常出现蜡等重有机物固相沉积问题。当固相沉积超过一定程度时,不仅显著增加管道系统的动力消耗,而且严重威胁其运行安全。因此,合理预测热油管道稳定运行的进站温度对保障其安全经济运行尤为重要。依据阿尔善-赛汉塔拉输油管道2008-2010年的历史运行参数,结合苏霍夫温降理论,反算全线7个管段稳定运行期间的总传热系数K,提出不同管段的月推荐K值,以此预测各管段2011年上半年的进站温度,探讨偏差产生的主要原因与预测结果的可靠性。研究结果表明:由热油管道历史运行参数反算得出的推荐K值,可以较好地预测该管道今后的温降趋势,误差在-4～4℃内的可信度高于90%,但进站温度预测值可能因固相沉积而略低于实际值。