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输油气站场完整性管理与关键技术应用研究

天然气工业 2013年第12期33卷 117-123页

作者：董绍华韩忠晨费凡曹兴安宇中国石油北京天然气管道有限公司

输油气场站完整性管理目前仍然处于探索研究阶段,其目的是针对不断变化的场站设备设施及运营中面临的风险因素进行识别和技术评价,制订相应的风险控制对策,不断改善识别到的不利影响因素,从而将站场运营的风险水平控制在合理的、可接受... 详细信息

输油气场站完整性管理目前仍然处于探索研究阶段,其目的是针对不断变化的场站设备设施及运营中面临的风险因素进行识别和技术评价,制订相应的风险控制对策,不断改善识别到的不利影响因素,从而将站场运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围内。为此,提出了一套系统、综合的油气站场完整性管理技术方法,重点建立了站场完整性管理框架和流程,阐述了场站风险管理技术(RBI、RCM、SIL)的应用范围,引进并开发了多项场站完整性管理关键技术,包括场站数据库管理技术、后果评估技术、站场内外腐蚀控制技术、站场压缩机故障诊断评估技术、站场管线超声导波检测技术和储气库井的完整性评价方法等,完善了场站完整性管理技术支撑体系,开发了场站风险评估软件(功能分为4个部分:具体设备风险评估、场站数据评估、个体设备风险评估、基本数据分析),并已在陕京天然气管道所属站场全面推广应用。该技术的推广应用,对于站场完整性管理技术的发展,持续改进、减少和预防站场事故发生,经济合理地保证油气设施安全运行具有重要意义。

关键词：输油气站场储气库完整性管理完整性评估风险管理对策应用

长输管道“建管分离”模式的实践与问题探讨——以陕京三线建设过程为例

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天然气工业 2013年第6期33卷 113-116页

作者：杨树森刘鹏跃赵宝中国石油北京天然气管道公司

随着长输管道建设规模的不断扩大,传统管理模式很难适应管道建设发展的需要,2007年中国石油天然气集团公司推行了长输管道建管分离管理模式,但由于建管分离管理模式实施时间较短,制度本身还需要不断完善。为此,以陕京三线建设工程为例,... 详细信息

随着长输管道建设规模的不断扩大,传统管理模式很难适应管道建设发展的需要,2007年中国石油天然气集团公司推行了长输管道建管分离管理模式,但由于建管分离管理模式实施时间较短,制度本身还需要不断完善。为此,以陕京三线建设工程为例,提出了管道运行单位在建设期应提前组建运行队伍监管工程设计、施工和关键设备质量,以及新建管道与在役管道并行和交叉施工作业等认识;管道运行单位还应在工程投产后利用检测技术测定管道本体质量,建立管道质量数据库,确保管道运行的长久安全。同时,通过分析陕京三线当前存在的遗留问题整治推进缓慢、建设质量责任追究难度大、竣工资料移交滞后影响管道生产运行、水工保护施工质量不满足要求等问题,提出了重新合理划分建设单位与运行单位的工作界面和提供临时档案资料等应对措施,对进一步完善建管分离模式管理制度、提高管道施工质量、保障管道建设和运行的无缝衔接均具有现实意义。

关键词：长输管道项目管理模式建管分离实践运行单位建设单位交叉工程质量

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国内天然气管道强度设计系数的评估研究

天然气工业 2017年第4期37卷 116-122页

作者：张振永周亚薇张金源中国石油天然气管道工程有限公司

采用管道单一强度设计系数方法无法科学地反映管材性能、管道施工和管道运行维护水平。为了克服上述方法的不足并评估和改进现行《输气管道工程设计规范》(GB 50251—2015)中规定的天然气管道强度设计系数,采用基于可靠性的天然气管道... 详细信息

采用管道单一强度设计系数方法无法科学地反映管材性能、管道施工和管道运行维护水平。为了克服上述方法的不足并评估和改进现行《输气管道工程设计规范》(GB 50251—2015)中规定的天然气管道强度设计系数,采用基于可靠性的天然气管道设计方法,针对国内近4×10~4 km已建天然气管道,根据管道压力、管径、管材钢级等划分了258种计算工况;在满足天然气管道目标可靠度的前提下,应用国内的管材、焊接情况、腐蚀情况和运行维护情况等统计数据,经过大量迭代计算得到了天然气管道的临界壁厚,并反推得到了不同工况下的天然气管道等效设计系数。研究结果表明:①从一级地区到四级地区,由可靠性方法反推得到的天然气管道强度设计系数均随管道管径的增大而逐渐增大;②小管径工况的天然气管道强度设计系数一般小于国家标准规定值;③大管径工况的天然气管道强度设计系数则大于国家标准规定值。进而分别对不同地区等级的小管径管道(管径不大于508 mm)、中等管径管道(管径介于508~711 mm)和大管径管道(管径介于711~1 219 mm)的强度设计系数进行了细化和调整,增强了其合理性。

关键词：天然气管道强度设计系数可靠性设计和评价可靠度临界壁厚等风险设计 GB 50251—2015

中俄东线天然气管道黑河首站计量系统管汇偏流分析

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天然气工业 2020年第10期40卷 133-138页

作者：陆美彤毛平平赵仕浩刘亮姜晗中国石油天然气管道工程有限公司

中俄东线天然气管道是目前国内输气量最大的跨国输气管道,黑河首站是该管道在我国境内的首座站场,设有跨国天然气贸易计量比对设施。该设施含有多路计量支路,各计量支路的流量分配不均,有可能影响计量结果的可靠性与准确性。为了避免黑... 详细信息

中俄东线天然气管道是目前国内输气量最大的跨国输气管道,黑河首站是该管道在我国境内的首座站场,设有跨国天然气贸易计量比对设施。该设施含有多路计量支路,各计量支路的流量分配不均,有可能影响计量结果的可靠性与准确性。为了避免黑河首站计量系统管汇的偏流问题,采用有限元的方法,对该计量系统进行了流场分析和模拟。研究结果表明:①基于有限元模拟进行计量系统管汇安装方案设计,较之于工程上通过各支路沿程摩阻平衡来避免偏流的设计方法,提升了设计的精细度和可信度;②黑河首站在设计工况下,“同侧进出”安装形式能更有效地避免计量系统管汇偏流现象,刷新了多支路管汇常采用“异侧进出”安装形式避免偏流的认知经验;③不同备用支路选择会对偏流效果产生影响,黑河首站“同侧进出”的安装形式中,第1、2支路备用时,偏流量最小;④基于分析结果确定了黑河首站计量系统的安装形式及推荐运行方案。结论认为,该研究成果有助于确保黑河首站比对计量系统的准确性、保障供需双方的经济利益,还可以为其他跨国天然气贸易计量比对系统管汇偏流问题的解决提供借鉴。

关键词：中俄东线天然气管道黑河首站跨国天然气贸易计量比对流量分配管汇偏流数值模拟

内外压热应力影响下西气东输二线长输管道变形的有限元分析

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天然气工业 2013年第8期33卷 119-124页

作者：李茂华石磊彬钟威高剑锋中国石油天然气管道工程有限公司

管道在输气过程中由于热胀冷缩效应会产生热应力,造成管道伸缩挤压而产生弯曲变形。为此,根据西气东输二线的现场实际资料,建立了进出压气站管道热应力有限元模型,应用Ansys有限元分析软件,计算分析了管道在内外压及输气温度作用下的管... 详细信息

管道在输气过程中由于热胀冷缩效应会产生热应力,造成管道伸缩挤压而产生弯曲变形。为此,根据西气东输二线的现场实际资料,建立了进出压气站管道热应力有限元模型,应用Ansys有限元分析软件,计算分析了管道在内外压及输气温度作用下的管道应力及应变的分布规律:①温度变化对管道应力影响较大,管道应力随输气压力的增加而增加,管道外壁压力对管道应力及变形影响较小;②管道内外壁温差对管道应力影响较大,管道两端有固定墩约束时,应力随温度的增加而增大,管道一端有固定墩约束时,应力随温差的增加而逐渐减小;③管道内外壁温差较小、管道两端有固定墩约束时,应力随输气温度的增加而明显增大;④管道内外壁温差较小、管道一端有固定墩约束时,应力随输气温度的增加变化不大。因此,管道进出站场时,应在适当的距离增加弯头,使热应力有效分散到弯管处,并增加固定墩保护,以保证管道及站场设备安全及正常生产。

关键词：西气东输二线管道应力有限元热应力弹性模量抗压强度热膨胀系数导热系数固定墩

地面堆载对坚硬地基和软土地基中沟埋式天然气管道的影响差异评价

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安全与环境工程 2022年第2期29卷 57-63,94页

作者：詹辉江西省天然气管道有限公司江西南昌330096

长输油气管道上方弃土堆载现象是管道管理中常遇到的问题。考虑坚硬地基和软土地基两种情形,计算上方堆载土引起的沟埋式管道附加荷载及附加位移,结合有限元数值模拟方法,给出我国常用管径沟埋式输气管道所能承受的最大地上荷载及等效... 详细信息

长输油气管道上方弃土堆载现象是管道管理中常遇到的问题。考虑坚硬地基和软土地基两种情形,计算上方堆载土引起的沟埋式管道附加荷载及附加位移,结合有限元数值模拟方法,给出我国常用管径沟埋式输气管道所能承受的最大地上荷载及等效堆载土高度,并分析了其地面影响因素。结果表明:一般坚硬地基中不同规格的沟埋式管道能承受的最大地上荷载为0.27~0.82 MPa,最大堆载高度可达13.4~41.0 m,最大地上载荷与管道壁厚呈正相关,随管径的增大先减小后增大;而一般软土地基中不同规格的沟埋式管道能承受的最大地上荷载约为0.20~0.58 MPa,最大堆载高度为10.1~28.9 m;最大地上载荷与堆载土作用时间和软土层厚度呈负相关,与地基土的压缩模量呈正相关;管道规格相同时,软土地基上的管道能承受的最大地上荷载普遍小于坚硬地基。

关键词：软土地基坚硬地基地面堆载沟埋式天然气管道差异评价

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长输管道建、管分开管理模式有关问题探讨

天然气工业 2010年第3期30卷 111-112页

作者：刘洪军魏振红杨树森中石油北京天然气管道有限公司

随着中国经济的快速发展,管道业务进入飞速发展期,传统的建设体制和管理模式已不能很好地适应当前及今后一个时期管道建设跨越式发展的需要。在新形势下,中国石油天然气集团公司结合实际推行了长输管道建、管分开管理模式,并取得了较好... 详细信息

随着中国经济的快速发展,管道业务进入飞速发展期,传统的建设体制和管理模式已不能很好地适应当前及今后一个时期管道建设跨越式发展的需要。在新形势下,中国石油天然气集团公司结合实际推行了长输管道建、管分开管理模式,并取得了较好的效果。但由于该模式刚起步,实施时间较短,制度本身还不够完善,难免存在一些问题,如新建管道与在役管道并行或穿跨越的施工监管问题、管道建设期间对管道保护的问题、新建管道试运投产"主导"问题、管道建成后的验收移交标准问题、管道运营后发现的质量缺陷责任追究问题等。如何有效解决这些问题,将影响该模式在今后建设过程中的优势及效果。为此,结合工程实际分析了建、管分开管理模式需完善的内容,并提出相关建议。

关键词：长输管道项目管理模式建设与管理分离管道保护验收移交

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油气管道全位置单枪双丝自动焊接技术

焊接学报 2014年第7期35卷 72-74,116页

作者：张锋王长江赵勇强马志锋李友郭奇超中国石油天然气管道科学研究院廊坊065000 中国石油天然气管道局廊坊065000 中国石油天然气管道局第三工程分公司中牟451450

依据双丝焊技术原理,研制管道全位置单枪双丝自动焊系统,并针对X80钢级管线钢进行焊接试验,制定'内焊机根焊+单枪双丝全位置自动焊填充、盖面焊'的高效焊接工艺.结果表明,管道全位置单枪双丝焊接可有效解决现有管道焊接施工中出现的焊... 详细信息

依据双丝焊技术原理,研制管道全位置单枪双丝自动焊系统,并针对X80钢级管线钢进行焊接试验,制定'内焊机根焊+单枪双丝全位置自动焊填充、盖面焊'的高效焊接工艺.结果表明,管道全位置单枪双丝焊接可有效解决现有管道焊接施工中出现的焊缝层间未熔合、气孔、未焊透、焊道不连续、咬边等缺陷,保证焊接质量.同时,可将管道焊缝的单层填充厚度由传统自动焊接工艺下的2~3 mm提升至4~6 mm,且焊缝成形美观、力学性能优良,满足了管道建设工程高效化施工对焊接高效率的要求,对油气长输管道的现场焊接施工具有应用价值与指导意义.

关键词：油气管道自动焊单枪双丝焊接系统力学性能

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水淹油气藏改建储气库注采工艺联合运行技术

天然气工业 2011年第5期31卷 93-95,124页

作者：陶卫方王永发岳克敬金连善王思耀胡志远中石油北京天然气管道有限公司

由水淹油气藏改建的地下储气库受油田注水开发和水侵的双重影响,气藏主力产层水淹严重,储层内部油气水三相分布混乱,注采井生产回压高,单井注采气生产能力差,延缓了储气库的达容速度。为此,通过综合分析储气库的注气工艺和采气工艺特点... 详细信息

由水淹油气藏改建的地下储气库受油田注水开发和水侵的双重影响,气藏主力产层水淹严重,储层内部油气水三相分布混乱,注采井生产回压高,单井注采气生产能力差,延缓了储气库的达容速度。为此,通过综合分析储气库的注气工艺和采气工艺特点,提出了储气库注气工艺和采气工艺联合运行的新技术,并应用HAZOP方法对该技术进行了风险分析和识别,制订了生产运行风险控制措施。该新技术的成功应用解决了注采井储层水淹和生产回压高的难题,有效改善了单井的注采气生产能力,加快了储气库的达容速度,丰富了水淹油气藏改建地下储气库的达容措施,进一步提高了储气库的管理水平,对我国储气库的生产运行管理具有一定的指导作用。

关键词：水淹油气藏地下储气库注气工艺采气工艺联合运行水侵注采气生产能力达容速度