摘要：汞是一种有毒的重金属,部分气田开采的天然气中均含有一定量的汞,为了尽可能在前端脱除天然气中的汞,减少进入下游工艺设备和管道中的含量,需采用湿气脱汞工艺方案对天然气中的汞进行脱除。本文以湿气脱汞工艺方案及流程为基础,通过理论分析和市场调研,提出对该工艺设备选型的技术要求和脱汞剂的选用说明。湿气脱汞工艺脱汞剂优选脱汞效果优良且稳定的负载型金属硫化物,脱汞剂为了保证效果,需进料天然气具有较高的液体脱除程度,为此需在脱汞工艺设备前设置过滤分离器和高效聚结分离器来满足进塔要求。研究成果可为今后处理厂湿气脱汞方案设计提供参考。

摘要：在实验室内进行清管实验时需要检测清管器的速度。根据电磁感应原理研制了清管器速度检测装置。在清管器上安装磁源,在实验管道外部安装检测装置,清管器通过装置时有感应电压产生。通过检测感应电压以确定清管器通过检测装置的时刻。实验结果表明,该方法能够准确地检测清管器的通过时刻。该方法反应灵敏、受外界干扰较小、费用低廉、对管道中的流动无影响,适用于实验室常用的各种材质的管道。

摘要：以某LPG储罐为基础,利用Ansys Fluent软件建立符合实际的三维模型,分别模拟了不同风向工况下,储罐泄漏后丙烷扩散规律和爆炸危险区域。结果表明:泄漏后的扩散范围,Y轴方向上为逆风>无风>顺风,X轴方向上为顺风>无风>逆风;在人体呼吸带范围内,丙烷爆炸极限覆盖的区域范围为逆风>无风>顺风;风向的作用改变了爆炸危险区域所在位置;一旦发生泄漏,应根据风向和所处位置,确定逃生路线。在实际中,可以根据计算情况,在储罐周围一定范围内做出标记,确定危险区域和逃离指示标志,为发生泄漏危险时的人员逃生和救援站位提供参考。

摘要：可靠的水击安全保护措施对密闭输送管道的安全性具有重要意义。对水击分析方法以及国内外研究现状进行概述,同时总结了管道输送过程中的水击保护措施。

摘要：海底管道主动伴热维温技术作为被动保温方式的补充,拟在中国海上高黏、易凝原油,深水油气开发中进行应用,中国在自主应用海底管道主动伴热维温技术方面尚处空白,需要在充分比较的基础上,吸收国内外应用案例的先进做法。通过调研分析认为:海底管道主动伴热维温技术可以适应各种水深海域,但目前的应用主要集中在属于浅水区的北海海域。电加热/伴热技术由于适应性强、热效率高,特别是间接电伴热技术,将成为取代热流体伴热的重要选择。间接电伴热技术较直接电加热技术效率高、安全稳定,可实现长期运行,更适合海上油气物流的输送。集肤效应电伴热技术作为间接电伴热技术的一种,由于其安全性强、热效率高、沿线温度分布均匀且可监控,适合用于长距离海底管道的伴热维温,是今后主要的发展方向。中国海底管道主动伴热维温技术需要在当前国家对重要装备国产化大力支持的背景下,开展横向和纵向对比,加大应用研究力度,突破接线盒处连接点的可靠性等关键问题,早日实现海底管道集肤伴热技术国产化,为中国海上油气田的可持续发展提供技术支撑。

摘要：对国内AW煤层气进行三甘醇法(TEG)脱水工艺模拟分析,可以得出:随着原料煤层气压力增大,脱水率增大,水露点降低,但变化的幅度均逐渐减小;原料气温度则相反,温度升高时,水露点升高和脱水率降低,变化幅度逐渐增大;进料量增大时出现"吹液"而使得脱水效果降低;随贫液温度升高,水露点和脱水率分别呈线性增大和减小,但总体上影响不大;综合考虑制造成本和脱水效果,存在一个最优塔板数,若在此基础上继续提高塔板数意义不大。

摘要：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。

摘要：以某输气管线气液联动执行机构中的储气罐为例,利用AnsysFluent软件建立同比例三维模型,模拟火灾工况下,外部热量不断输入,罐内压力和罐体温度随时间的变化情况。利用AspenHysys软件模拟计算该小型储气罐在火灾工况下安全泄放所需的最小安全阀口径。结果表明,当钢制储气罐外部发生火灾时,罐体温度和罐内压力急剧升高,在很短的时间内就能达到储气罐坍塌温度和储气罐设计压力;达到钢制储气罐坍塌温度的时间滞后于达到储气罐设计压力的时间;从安全的角度,设置安全阀可安全有效泄放气体,即使储气罐发生坍塌,也有助于降低事故发生的危害程度;确定的安全阀最小口径为0.03 cm^(2),建议选型的安全阀口径不低于0.05 cm^(2)。

摘要：海底管道停输温降直接决定着海管置换与掺水输送时机,以及停输后能否顺利再启动。为了研究海管各覆盖层的蓄热对停输温降的延缓作用,通过理论分析各层相对流体的蓄能能力大小,模拟计算钢管和土壤蓄热对不同类型管道停输后温降的影响情况,并以渤海两条实际管道为例优化输送方案。结果表明,钢管蓄热总量约为所输原油蓄热总量的一半,所输水量的1/4,所输天然气的4~16倍(根据系统压力的不同);钢管和土壤的蓄热散热对流体停输温降均有一定的延缓作用。对于保温管道,钢管的蓄热散热具有主导作用;不保温管道,土壤的蓄热散热影响很大;对于渤海油田常见的输油海管,考虑钢管的蓄热散热能提高管线出口温度3.5~13.5℃;对于混输保温管道,当气油比(GOR)大于10时,钢管蓄热对停输温降的延缓作用尤为明显,有利于安全顺利输送;考虑土壤或钢管的蓄热散热对停输温降的影响可以延缓或取消掺水输送。