长输天然气管道在线清管作业运行速度控制

在长输天然气管道在线清管作业过程中,存在介质流速较高,清管器磨损量大及跟踪监控困难等问题,如果球速控制不当,将导致清管器卡堵或造成收球端设备损坏。结合山东省天然气管道有限责任公司济淄线输气管道在线清管作业实际情况,根据速度模型计算分析,适时掌控清管器的运行状况,及时调整工艺设备参数,有效控制了清管器的运行速度。采用“二次收球”的作业方法,运用牛顿第二定律及能量守恒定律两种方法的计算结果,调节清管器进入收球筒的运行速度,达到安全完成收球作业的目的。建议进一步加强对瞬时气量变化规律的研究,以更加精确地控制清管器的运行速度。（表2,图5,参8）     

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。     

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。     

天然气管道迁改项目安全风险的识别

安全风险的识别是指在安全隐患因各种原因转化为事故之前,先行一步发现其中的风险因素,将其消除在萌芽阶段,把负面影响降至最低。这个行为能够从根本上有效提升施工项目的安全管理水平,避免了安全管理“老虎吃天,无从下口”的窘境,为如何开展安全管理工作提出思路。天然气管道迁改施工属于具备一定风险的石油化工类工程项目,施工风险较大,管理难度较高,风险因素众多,所以在此类项目的安全风险识别工作中,一定要遵循系统、科学及可持续的基本原则。所谓系统,就是从根本上全面了解管道迁改施工中存在的安全风险,根据其特征统一制定安全管理方案;所谓科学,就是按照客观规律,依据国家行业制定的相关标准要求,有理有据地划分安全风险评价单元,科学选择评价方法,保证评价的结果符合实际情况,真正为降低项目风险,提高项目安全管理服务;可持续指得的是随着时间的发展,项目进度在不断推进,而我们在风险识别评估的工作中不能消极被动,必须看到风险点在不同时间点的发展与变化。不仅针对已知的风险,更应该预见性、动态性地看到即将可能出现的安全风险。     

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。     

天然气管道作业风险管理与预控措施

依据西气东输苏浙沪管理处近年来作业风险管理成效,梳理了天然气管道作业风险管理与预控措施:提出"生产必须安全,安全必须风险预控"的思路;编制《天然气管道企业作业风险预控与管理手册》;要求项目开工前进行QHSE审计和工作安全分析,严格执行作业许可制度;加强作业风险识别和过程控制;在作业现场设置安全警示标识等。     

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。     

济淄天然气管道清管收球速度的控制

为合理控制济淄天然气管道清管过程中的收球速度,基于清管器运行速度的准确计算,分别采用二次收球和调整收球流量的方法控制收球速度,规避清管器撞击盲板的风险。根据SY／T5922—2003《天然气管道运行规范》,将清管器运行速度视为与天然气流速相同,推导出了运行速度测算公式,利用该公式测算出的理论值与实际值的最大相对误差不超过6％。通过对济淄管道16次清管作业的收球数据进行总结分析,结果表明：清管器质量越大,收球流量越大,接收到清管器的位置距离收球筒盲板越近,清管器撞击盲板的风险越大。研究成果和实践经验可为清管器速度控制提供依据。（图3,表2,参6）。     

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。     

天然气管道三种碰口作业方法及其确定

以靖西天然气长输管道改扩建中碰口作业实践为例,概述了停输带气微正压、停输置换不带气及不停输带压封堵三种碰口作业方法及其具体实施过程。通过对比分析,提出了这三种管道碰口作业在现场施工时应注意的问题,认为应针对管道对口焊接的目的性、时间性、焊接位置和下游用气情况,根据高效、安全、经济的原则来合理确定管道的碰口作业方法。     

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）     

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）     

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。     

原油管道清管蜡层剥离研究进展

蜡沉积是含蜡原油在管输过程中面临的重要流动保障难题,生产上常采用机械清管的方法清除管壁蜡沉积物。由于目前对蜡层剥离机理认识不足,现场清管作业仍然依赖操作经验,卡球蜡堵事故时有发生。通过对原油管道通球清蜡研究的关键问题进行系统阐述,分别从蜡层剥离机理、清蜡效率、蜡层破坏力3个方面详细梳理当前原油管道通球清蜡领域的研究进展,指出蜡层强度、清管器前油蜡浆液流变特性和流动规律以及蜡沉积物积聚成塞条件应是该领域今后研究的关键问题和主要方向。     

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)     

中亚天然气管道清管站的应力校核

针对中亚天然气管道清管站建设时安装温度与运行温度之间的温差相对设计初期增大,可能造成管道某处应力不满足规范要求而成为安全隐患,以及业主提出的应力校核时应同时考虑压气站出现报警(压气站出口温度60℃时)和事故停机(压气站出口温度65℃时)两种工况的情况,利用CAESAR Ⅱ软件对中亚天然气管道清管站在新边界条件下进行了应力校核,结果表明:收、发球筒旁通支管与越站管道连接处应力不满足规范要求。对提出的两种改造方案进行了分析,选择了在收、发球筒旁通支管与越站管道连接处沿旁通支管方向设置管沟的方案,进行清管站的改造。改造后的清管站应力校核结果满足规范要求。该改造方案可为同类型的具有清管功能的长输管道站场建设提供参考。