摘要：胶凝是含蜡原油复杂宏观流变特性的根源,而其流变特性又是管道输送的重要基础数据。根据宏观实验数据建立了两种含蜡原油体系模型,使用Materials Studio软件进行分子动力学模拟,从分子动力学层面研究了含蜡原油胶凝过程的微观机理。结果表明:根据密度、扩散系数判断原油凝点,得到的模拟凝点值与实验值一致;原油降温胶凝时,由于空间网络结构的形成,致使蜡晶分子扩散系数突变、均方位移偏差显著减小;使用径向分布函数表征原油胶凝过程中的微观结构变化发现,在胶凝过程中同种分子间径向分布函数峰值逐渐增大,在凝点温度时蜡晶分子间聚集的程度最大,故蜡晶分子是影响含蜡原油凝点温度的主要原因。研究成果可为含蜡原油管道输送技术基础数据的获取提供理论参考。(图7,表2,参24)

摘要：长庆油田第一输油处由于管道及站场建设年代较早,设计标准较低,管线腐蚀老化,以及受管道占压、打孔盗油、第三方施工破坏等外部因素影响直接威胁管道安全运行,极易在人口密集区、环境敏感区造成严重的次生灾害。“三抓两优一提升”管理包含“抓完整性管理、抓无人值守改造、抓新工艺应用”“优化两个越站和监控模式”及“提升技术服务质量”。该管理法在输油处的成功实施,可进一步提高生产组织效率,消除隐患,降低员工劳动强度,明确基层场站干部及员工操作步骤,指导场站规范生产操作流程,使员工质量意识、技术攻关、安全环保等能力得到全面提升。

摘要：华北油田大部分站场的储油罐、沉降罐等立式固定顶罐均安装大罐抽气装置,以加强伴生气资源的回收与利用,同时消除储油罐伴生气无组织排放的安全隐患。针对在现场实际应用及设备选型过程中存在储油罐挥发气量计算不准确、设备运行状态不明确导致实际收气量小于装置规模、设备频繁启停等实际问题,对立式固定顶储油罐VOCs (挥发性有机物)静置损失和工作呼吸损失分别进行实测法、API计算法、查表法、排放系数法多种理论试算,并分析误差原因。通过对排放系数公式进行初步修正,同时对华北油田连续输油站场、卸油站场、拉油站场等三类典型站场的罐区立式固定顶储油罐运行状态进行气相连通分析,形成适合不同功能站场的设备选型方法和计算公式。该项目实施后,在后续的产建和老油田改造中可大幅度减少建设投资,设备负荷率由2%提升至40%,立式固定顶储油罐挥发气的高效回收治理具有十分重要的社会和经济效益。

摘要：储罐是石油行业重要的基础设施,预防储罐腐蚀、保障储罐安全一直是研究热点。与国外储罐设计、施工相比,中国在电位准则、电位监测、基础材料、电绝缘、边缘板防腐、防渗等方面尚有不足,对于储罐安全运行会造成不利影响,应该从标准规范层面进行完善。以API RP 651-2014《地上石油储罐阴极保护》、EN 16299-2013《与土地或基础接触的地上储罐外表面阴极保护》为例,基于中国储罐设计运行的实践经验,研究了国内外储罐阴极保护领域的重要技术差异。国外储罐阴极保护相关标准规范值得研究借鉴,主要包括高温工况下保护电位值、砂垫层材质质量、储罐底板电位监测点数量和位置等先进理念,以及取消电绝缘、罐底边缘板腐蚀防治和储罐基础防渗等推荐做法。研究成果可用于提高中国储罐阴极保护水平和储罐安全可靠性,并为修订中国相关标准提出合理建议。

摘要：近年来我国长输天然气管道建设快速发展,但因管体缺陷、腐蚀和第三方活动,断裂、泄漏事故频发,管道换管抢修已成为管道管理维护的重要技术。目前管道钢级和设计压力等级提高,对管道换管抢修技术提出了数字化、智能化、时效性和安全性等多方面要求。随着中俄东线智能管道建设运营,管道换管抢修技术也向智能化、数字化发展,需搭建管道抢修数字化平台,集成和整合管道运行维护数据信息,对管道换管抢修全过程进行自动控制。建立管道抢修数字化平台、管道抢修智能控制系统和专家辅助决策系统,并应用全自动焊接工艺,对于提升我国管道管理水平和保障管道安全具有重要意义。

摘要：保证长输管道安全运行是国家和行业关注的焦点问题。由于管体缺陷、腐蚀和第三方开挖造成管道失效事故频繁。在役管道焊接是管道维抢修技术的重要发展方向。由于高钢级管线钢管和设计压力提高,对在役管道焊接工艺提出了更高要求。阐述了国内外在役管道焊接技术现状,包括管道安全压力、介质流速、安全措施和操作要点。在分析影响在役管道焊接质量因素基础上,提出了在役管道焊接工艺评定要求,包括采用两阶段模拟试验法,以及针对超期服役管道典型案例焊接试验的主要技术成果。研究成果对于保障我国长输管道安全运行和改进管道维抢修工作具有重要意义。

摘要：试压是新建管道工程建设的关键环节,对于保证管道安全运行具有重要意义。通过评价国内外管道试压技术水平和研究现状,对美国、加拿大、英国、俄罗斯的试压标准与国内标准的差异进行研究,提出了借鉴澳大利亚管道技术标准改进国内标准的方法。介绍了澳大利亚管道概况和技术标准体系,以澳大利亚管道试压技术标准AS 2885.5-2012为例,深入研究了该标准与国内标准的差异,该标准的先进性体现在液体石油试压技术要求、气体试压安全管理研究、基于管段类型确定强度试验等级、强度试验合格评定准则、压力表量程精度、温度计检定周期,以及基于风险评估和降低试压强度的隔离区准入条件等方面。最后,提出了借鉴澳大利亚管道试压标准改进国内标准的建议。(参10)

摘要：完整性评价是管道完整性管理的关键环节之一,是控制管道风险、实施修复决策的重要手段。为准确判定柴北缘输气管道管体缺陷的具体状况,利用PIAPlus(管道完整性评价软件)对该管道的两次内检测结果进行了金属损失、焊缝缺陷、凹陷等缺陷数据的系统评价。依据完整性评价的结果并通过开挖验证,对管道缺陷提出了有针对性的维修维护、再检测计划和安全运行建议,为管道安全平稳运行提供了重要依据。

摘要：腐蚀是管道失效破裂主要原因。我国长输管道实施完整性管理,要求分析管道腐蚀状况趋势,评估管道剩余寿命,制定管道检测维修计划。管道剩余寿命预测方法包括基于包括电化学理论、剩余强度、可靠性理论和数学物理方法。提出开展管道寿命评估应遵循原则:ANSYS有限元法相对电化学理论法更准确;新建管道检测数据全面,可获得准确腐蚀速率,并结合可靠性和概率统计方法辅助分析;在役管道检测数据少,可采用灰色分析方法。管道剩余寿命预测研究重点是多腐蚀坑以及裂纹、凹陷、应力集中与腐蚀缺陷的相互影响。

摘要：为了充分认识和准确把握长输油气管道智慧化管理在能源输送中的应用和作用,满足不断提高的油气输送需求,以长输油气管道智慧化管理系统平台为研究对象,分析了长输油气管道智慧化管理所能够发挥出来的重要作用。研究结果表明:(1)在以往的长输管道运行过程中,各个方面的管理技术都存在着一定的缺陷和短板,长输管道运行过程中的能源损耗较为严重;(2)长输油气管道在投入应用的前两年时间段和运行使用20年之后都非常容易发生各种安全事故;(3)相关政府部门针对长输油气管道智慧化管理发展出台了一系列的支持政策,提出以企业为发展根本,不断加强对关键技术的创新研发,提高创新设计能力,推动科技成果产业化、重视自主创新技术成果的推广和产业化。结论认为:(1)长输油气管道智慧化管理系统能够根据GIS技术对管道不同位置的应用状态进行监测,获取管道不同位置的油气输送状态、管道压力、温度等各方面情况;(2)智慧管道管理系统通过长输油气管道已有SCADA系统可以对管道运行状态进行管理;(3)通过智慧化技术手段来对长输油气管道进行管理,既能保证长输油气管道的输送安全性,又能提高其输送效率。