集输管道砂浆内衬施工方法

随着油田的开发，进入中、高含水斯的集输管道腐蚀愈来愈严重，直接影响了油田的安全生产。为找出经济、有效的办法，在腐蚀较严重的管段进行了复合衬里试验，收到了良好的效果。介绍了管道砂浆内衬的施工工艺流程、参数控制及施工过程，并对比说明用此方法处理、可以延长管道寿命，其经济效益明显。在管道内衬施工方面取得了一些经验，可供其它油田借鉴。     

油田伴生气集输管道清管工艺优化设计

油田伴生气是伴随石油一起开采出来的石油气,甲烷含量一般在80％左右,乙烷、丙烷和丁烷含量较高,一般在15％左右,发热值约为42000kJ/m~3,高于纯天然气,而且一般不含硫,因此是一种经济、有利环保的燃料气,有较高的利用价值。在川中地区,石油伴生气得到了较好的利用,建成了大量的油田伴生气集输管道以及长输管道,为遂宁、南充、蓬溪、射洪、盐亭、三台等县、市的工业及民用天然气提供了可靠保证。     

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.     

埋地高温稠油集输管道内防腐研究

辽河油田稠油开发主要以热力采油为主，人为地使油井采出物中二氧化碳的含量增加。集输管道内的二氧化碳溶于水后生成稀碳酸溶液，形成了腐蚀环境，管道所输送的油井采出物中还含有氯化氢、硫化氢及氢气，在这样的腐蚀环境和腐蚀介质中。集输管道遭受严重的腐蚀破坏。通过现场调查和技术经济对比，提出采用管道内防腐挤涂施工工艺，使管道内壁形成保护层，可以完全控制腐蚀。     

塔河油田集输管道腐蚀与防腐技术

根据塔河油田集输管道的腐蚀现状,从腐蚀介质、焊缝影响、阴保电流影响、腐蚀产物等方面对集输管道的腐蚀原因进行了分析,对材料优选、缓蚀剂、涂层与补口、外防腐补强、工艺优化等防腐技术进行了研究,提出了适合塔河油田集输管道的防腐对策。     

大口径油气长输管道水压试验的一般作法

提出了大口径长输管道水压试验的分段划分原则和水压试验各工序的操作要点,介绍了试压过程的控制方法.认为分析与掌握上水、试压及排水过程中的试验参数非常必要,是实现量化控制试压过程的重要保证.     

凝析气田集输管道内腐蚀分析

针对雅克拉、大涝坝凝析气田集输系统投产仅两年就发生严重腐蚀的问题,考察了凝析气田的腐蚀环境,分析了酸性气体、高矿化度水、流体流态、焊缝等腐蚀因素对气田集输管道的腐蚀影响。结果表明,冲击腐蚀是雅克拉气田单井管道的主要腐蚀形式,流态和CO2含量是影响腐蚀速率的主要因素;管底沟槽状和溃疡状腐蚀是这两个气田集输管道腐蚀的共同特点。针对凝析气田集输管道的腐蚀特点,提出了加强腐蚀检测、更换或修复腐蚀管道、使用耐冲蚀内涂层或缓蚀剂等防腐措施。     

油田集输管道介质多相流腐蚀数学模型研究

建立了多相流条件下油田集输管道介质腐蚀因素研究的数学模型。结合现场情况,研究了集输管道介质流速、含氧量、pH值、矿化度、温度、二氧化碳分压、含水率7个因素对20号管材的腐蚀影响趋势,指出在集输管道中介质的流速、含氧量、细菌变化范围较大,是造成集输管道局部腐蚀的主要原因,低pH值和高矿化度的环境也加速了管道的腐蚀进程。     

管道试压的ASME标准和SNIP标准对比

对比分析了美国和苏联关于管道水压试验操作规程的两个标准:ASME标准和SNIP标准,总结了二者在地区等级划分、试验压力选择、试压分段长度、试压操作步骤等方面的差异.ASME标准依据管道沿线的人口稠密程度划分地区等级,SNIP标准则依据管道周边的建筑设施和管道穿跨越地区的具体情况划分地区等级.ASME标准基于输送介质的不同选择水压试验压力,SNIP标准则基于管道用途选择水压试验压力.另外,ASME标准规定:试压分段长度一般为30 km;在注水升压阶段,ASME标准规定进行"双减压"试验或根据升压用水体积和升压数值绘制p-V图;ASME标准规定在严密性试验期间需考虑管内水温变化对压力的影响,但SNIP标准中则没有这些规定.     

含二氧化碳天然气集输管道管材的优选

分析了二氧化碳腐蚀对地面集输管道造成的严重危害,结果表明,分压、温度、流速等是影响二氧化碳腐蚀的重要因素.通过设计研究和现场应用实践,初步获得了二氧化碳酸性天然气田集输管材的优选方法.     

ASME B31标准在海外油田地面工程建设中的应用

在海外油田地面工程建设项目的管道设计中,一般采用美国ASME B31系列标准,其中常用的管道标准有ASME B31.3、ASME B31.4和ASME B31.8,相应的国内标准有GB 50316、GB 50350、GB 50253、GB 50251.从管道直管内压设计、无损检测、压力试验等方面分析了美国ASME B31系列标准和国内相关标准的主要差异和产生原因.在管道设计壁厚的选取方面,主要探讨了钢板负偏差和腐蚀裕量的问题；在无损检测和压力试压方面,国内标准的要求相对国外标准更加严格.结合项目实际,着重阐述了在海外油气田地面工程设计中需要注意的问题,旨在更好地把握和应用ASME B31系列标准；相对于中国国家标准,美国相关标准的更新速度更快,使用部门及其设计者需要及时关注和掌握ASME B31系列标准的最新版本和内容变化.     

塔河油田原油集输管道弯管开裂原因

针对塔河油田原油集输管道进联合站弯管段发生开裂的问题,通过观察分析弯管段失效样的宏观形貌、化学组成、力学性能、金相组织、腐蚀产物形貌与成分,确定其开裂原因是:弯管材料的质量低,韧性和硬度不符合标准要求;输送介质中含水(大于60%)、含硫(1.64%),伴生气中含有一定量的H2S,且管道承受一定程度的低应力作用,在管输介质中腐蚀性成分和低应力的联合作用下,管道产生了硫化物应力腐蚀开裂;管输介质中高含量的Cl-,加速了管道的应力腐蚀开裂;弯管材料的硬度远高于标准要求,增加了其对应力腐蚀的敏感性。     

雅克拉气田集输管道腐蚀预测与防治

针对雅克拉凝析气含CO2高,流速快、强冲刷流体流动造成管道严重腐蚀的现象,对Waard公式和Predict 4两种腐蚀预测模型进行了实例计算与分析,提出了不同模型计算结果所反映的腐蚀状态、腐蚀行为和腐蚀趋势,探讨了在役管道和新建管道两种腐蚀防治对策,通过对比优选制定了雅克拉气田集输管道较为可行的防腐对策.     

集输管道油气水三相流型识别数值模拟

油气水三相介质具有的不同物理化学性质,使得其混合物在时间和空间上存在一个相态与分布均不确定的混合界面。采用多相流VOF模型研究了集输管道内油气水三相混输过程,并对其流型进行识别,通过研究初始含气率对流型的影响,得到工程实际中常见的泡状流和塞状流,进而分析了流速对泡状流中气泡分布的影响。结果表明：对于泡状流,气泡的分布与液体流速直接相关,流速越低,气泡的分布越不均匀;模拟结果与相关理论吻合较好,可为工程实际提供一定的理论指导。     

凝析气田地面集输管道水力热力计算方法

凝析气在地面集输过程中,由于反凝析现象呈气液两相流动状态。这种流动状态一仅要满足水力条件和热力条件的要求,而且还必须满足气液平衡条件的要求。通过建立水力和热力计算公式以及气液平衡状态方程组成计算方程组,并采用有限差分方程求数值解,得到了满意手计算结果。     

油田集输管道有机涂层的防腐性能评价

通过传统挂片试验,利用交流阻抗测试技术对油田集输管道3种有机涂层H87、HT515、EP67玻璃鳞片的防腐性能进行了现场监测及试验室评价。电化学测试结果表明,涂层的防护性能随试验时间的延长而降低;在试验介质及工艺条件下(相同试验时间内),玻璃鳞片的防腐性能最好,H87次之,HT515最差。     

塔河油田集输管道内FeS的形成及自燃风险

塔河油田集输管道输送介质具有高含H,s、高含CO,及高含氯离子的特点,在无氧且低流速环境下,易生成FeS等腐蚀产物,FeS具有自燃性,一旦发生自燃将会引发火灾和爆炸事故。采用X-射线衍射测试方法对腐蚀产物组分进行分析,在H2S、CO2共存体系下,腐蚀产物以FeCO3、FeO（OH）、Fe3O4为主,铁的硫化物以FeS为主,但含量较低。采用加热的方式,利用固体自燃点测试仪对不同组分的7个腐蚀产物混合物进行自燃特性分析,结果表明：FeCO。可以表现出一定放热,但不会发生自燃;对于FeCO3与FeS形成的混合物,当两者质量比为15：10、单质硫磺的质量分数为2．67％时,FeCO。和FeS混合物自燃点为189．08℃,易发生自燃,建议在现场断管作业中采取预防FeS自燃的措施。（图2,表2,参6）。     

基于白化滤波的天然气集输管道微泄漏定位方法

油气田集输管道因腐蚀导致的微泄漏信号提取和识别是泄漏监测技术领域的一大难题.针对淹没在管道噪声中的微弱泄漏信号,提出了一种基于白化滤波的天然气集输管道微泄漏定位方法.以某油田天然气集输管道为例,采用自适应白化滤波算法消采集信号中的除低频分量,进而对泄漏定位公式进行优化,通过互相关方法计算管道上、下游信号的延迟时间,得到...     

基于智能清管检测的酸气集输管道可靠性评价

普光气田高含硫天然气集输管道腐蚀风险较高,为了全面掌握管体的状态,在投产前后分别对集输管道进行了智能清管检测.投产前检测发现外部金属损失点10处,投产后一年检测发现外部缺陷点9处、内部缺陷点7处.经开挖验证和检测分析,外部金属损失为建造或施工损伤,内部损失点由气液界面腐蚀造成.采用概率统计方法评估管道的可靠性,采用剩余强度理论评估管道的安全性,结果表明:检测到的缺陷点未对管道安全造成明显影响,管道整体可靠性较高.(表2,图3,参7)     

顺北油气田集输管网气液混输特性模拟

顺北油气田集输管网集输半径大、气油比高、地形起伏大、流态复杂,时常引起管道低洼处积液量大、段塞流等多种复杂工艺问题。为此,建立气液混输管网水力仿真计算模型,并利用顺北油气田现场数据对模型进行修正,进而开发油气混输管网仿真计算程序,对顺北1区集输管网气液混输特性进行仿真及参数预测。结果表明：建立的水力计算模型仿真结果与实测数据的误差基本在±6%以内,满足运行需求;管网各管道的持液率均较低,流型以分层流和环状流为主;针对管网中压降与温降较大、管输效率较低、积液量较大的管道分别提出了优化及保护建议。研究成果可为气液混输管网设计及安全运行提供技术依据。（图3,表7,参30）