中国石油天然气管道行业的无损检测技术发展及其与国外的交流与合作

概述了无损检测技术在石油天然气管道行业的应用情况,介绍了超声相控阵检测技术、金属磁记忆检测技术、高清晰度漏磁检测技术发展状况及对外交流与合作,对长输管道检测技术的发展趋势进行了展望。

中国石油天然气管道行业的无损检测技术发展

概述了无损检测技术在石油天然气管道行业的应用情况，介绍了超声相控阵检测技术、金属磁记忆检测技术、高清晰度漏磁检测技术发展状况及对外交流与合作，对长输管道检测技术的发展趋势进行了展望。

天然气长输管道内涂层应用技术研究

概述了管道内涂层在国内外的应用现状,详细介绍了内涂层的诸多优点和不同条件下管道内涂敷工艺的技术要点。通过对内涂层的经济分析,指出管道进行内壁涂敷将产生巨大的经济效益。但长输天然气管道是否应用内涂层,应在严格的评估和对各种因素进行综合考虑后才能最后确定。

石油天然气金属管道焊接工艺评定标准对比分析

针对石油天然气金属管道焊接工艺评定用国外标准和国内标准的差异和特点进行了对比。通过对这些标准使用特点、评定规则和试件检验等方面的分析,认为:ASMEⅨ和DIN EN288标准的涵盖内容更多,适用范围更广,但API 1104标准对长输管道针对性更强。GB 50236J、B 4708和SY/T 0452等效采用ASMEⅨ标准,SY/T 4103等效采用API 1104标准,但这四个标准根据其适用范围的不同,在使用材料上各有侧重。因此我国长输管道线路工程建设一般按照SY/T 4103标准来进行焊接工艺评定,而压力站、泵站管网则按照SY/T 0452或JB 4708标准进行焊接工艺评定。另外,我国锅炉、压力容器以及长输管道的相关标准大多为等同或等效采用美国标准,但随着我国入世脚步的进程,加快国标、行标与欧洲标准和国际标准体系的接轨是我们面临的任务。

基于二维云模型的天然气管道腐蚀风险评价方法研究

天然气管道腐蚀因素具有模糊性和随机性,为有效保障管道安全运行,提高评价准确性,提出了一种基于二维云模型的风险评价方法。依据天然气管道历史失效数据建立天然气管道腐蚀风险评价指标体系,从土壤腐蚀、杂散电流、介质腐蚀性、其他腐蚀因素、防腐措施五方面展开研究。首先,运用改进层次分析法(AHP)及熵权法确定主客观权重,再经差异系数法调和得出组合权重。其次,根据等级量化区间得到各等级标准云,将指标的失效后果和失效概率作为二维云的两组基础变量,结合前面得到的权重矩阵,计算出各级风险云和综合云。最终,通过Matlab绘制云图及相近度计算确定风险等级。将该方法运用到新疆油田天然气管道腐蚀风险评价,得出其腐蚀风险为Ⅱ级,风险可接受,与工程实际一致,表明该风险评价方法具有一定的可行性,完善了天然气管道腐蚀风险评价方法。

天然气管道在役焊接热影响区t_(8/5)影响因素研究

采用SYSWELD有限元软件对天然气管道在役焊接过程中不同因素对热影响区t_(8/5)的影响进行了分析。通过试验结果对热源模型参数进行校核,在此基础上,研究了管道壁厚、天然气流速、压力、环境温度、焊接线能量、焊接速度等因素对热影响区t_(8/5)的影响规律。结果表明,随着焊接线能量、预热温度和环境温度的增加,t_(8/5)逐渐增大,而随着管道壁厚、天然气流速、压力的增大,t_(8/5)逐渐减小;当焊接速度逐渐增加时,t_(8/5)先减小后增大。

大口径天然气管道内涂层涂敷作业线设计

概述了国内外管道内涂层技术的发展现状和内涂敷作业的基本工艺流程,论述了内涂层涂敷作业线内抛丸除锈和内喷涂两个关键工位的基本工作原理、设备组成、设计要点和试验过程。通过试验和数据测试,表明研制出的两套设备所涂敷的内涂层达到了“西气东输”有关标准的要求,各项技术指标能够满足大规模工厂化内涂敷作业的要求。

高含硫天然气集输管网的技术经济研究

针对高酸性气田集输过程中存在的腐蚀、水合物堵塞等问题 ,从集气站站场选址、集气管网的设置形式、干湿气的输送工艺、紧急截断阀室的设置及清管等方面 ,分析了集输系统的工艺要点及防止水合物形成的措施 ,提出了一套切实可行的集输工艺方案与防腐技术 ,可为气田的开发与安全生产提供参考。

天然气水合物储存技术应用研究与发展

天然气水合物 (NGH)是在一定温度和压力条件下 ,由水和天然气形成的类冰笼形结晶化合物。 1m3的NGH标准状态下可以携带 1 50～ 1 70m3的天然气。研究表明 ,NGH可以在 2～ 6MPa、0～ 2 0℃条件下制备 ;常压 - 1 5℃以上稳定储存 ,加热或降压可以实现NGH的分解。通过一些物理或化学的方法可以提高反应效率、降低应用物理条件。文中给出了两个NGH储运技术应用工艺流程 ,分别适用于天然气远距离运输和天然气储备、调峰 ,具有较强的应用参考价值。NGH技术与LNG技术的对比评价表明 :NGH技术难度较低 ,可节省投资 1 /3～1 /4,并具有无可比拟的安全性。从国外的发展趋势来看 ,已经趋于实际工业应用。我国今后应在NGH热动力学研究基础上 ,加强NGH应用技术的研究 ,开发出自己的NGH技术应用工艺。NGH技术有可能替代LNG技术成为未来天然气的大规模储运手段之一 ,具有巨大的应用和发展潜力。

天然气长输管道内黑色粉末问题及抑制措施

为了全面了解黑色粉末问题在我国天然气长输管道的存在现状，对其成因、分布以及控制措施进行深入分析，选择了国内有代表性的数条输气干线管道为对象，从相关标准规范、管线基本信息、气质参数、管输参数、清管历史等方面展开调查研究，并实地收集现场清管产物黑色粉末样品进行结构和成分的测试解析，基本掌握了黑色粉末问题在我国存在的现状、分布规律，并提出了有针对性的控制措施建议，可为现场作业提供参考。

仪器对埋地管道石油沥青防腐层失效的研究

本研究采用红外光谱分析，示差扫描分析，电化学评价与吸水性测试等方法和手段，对石油沥青防腐涂层进行了系统研究，找出了一些石油沥青防腐层腐蚀失效的内部关系，建立了埋地管道石油沥青防腐层失效的理论。

大管径、高钢级天然气管道环焊缝焊接技术

唐山LNG外输管道是与规划建设中的中俄东线天然气管道、涿州—永清天然气管道等项目的互联互通工程,管道沿线主要地貌为沿海滩涂、连片鱼塘、水网、软土地基、果园和农田等,该工程采用了单管自重超过10 t、外径1 422 mm、X80钢级管道,焊接施工难度大、质量要求高,以往的半自动、手工焊等环焊工艺不能完全满足工程的需要。为此,基于X80钢管的环焊接头技术要求,结合该工程地貌特点和施工人力资源情况,提出了以管道环焊缝自动焊为主要焊接方法的环焊缝焊接工艺方案,并设计、确定了焊接坡口形式,优选了焊接材料和焊接设备,拟定了焊接施工管理措施。焊接工艺评定结果表明:所提出环焊缝焊接工艺获得的焊接接头、强度、韧性、硬度、低倍金相等理化性能试验结果均满足相关标准和设计的要求。该工程项目现场焊接实践证明,采用所提出的环焊缝焊接工艺进行焊接施工,焊接质量优良、施工效率高,从施工质量管控过程中总结出的质量管控关键点,可以为后续油气管道工程建设的焊接施工管理提供借鉴。

自保护药芯焊丝管道全位置自动焊接工艺研究

针对目前城市管道建设中广泛存在的传统手工焊和半自动焊接工艺所导致的焊接质量不稳定等问题,设计了一种自保护药芯焊丝管道全位置自动焊接工艺。采用氩弧自动焊根焊+自保护药芯焊丝自动焊填充及盖面焊的焊接方法,选用22°U形坡口及Φ1.6 mm JC-29Ni1焊丝。结果表明,焊接接头力学性能能够达到标准要求。该工艺能够为城市管道全位置自动焊提供参考。

基于多灾种耦合的油气管道系统脆弱性定量评估研究

为预防油气管道事故,建立了一种多灾种耦合的油气管道系统脆弱性定量评价方法。首先,基于脆弱性概念明确其组成和演化过程,通过分析油气管道系统扰动特征,构建自然灾害和管道本体灾害下敏感性、暴露性以及韧性参数函数;其次,分析单灾种影响下的脆弱性,建立单灾种管道系统脆弱性的综合计算公式;再次,引入耦合系数模型和综合调和指数,建立多灾种耦合的脆弱性模型;最后,基于油气管道风险分级的基本原理,建立油气管道脆弱性分级标准,明确脆弱性状态和处置方式。实例表明,多灾种耦合下的油气管道系统脆弱性反映了各灾种的整体功效和协同效应,使计算结果更加准确和客观,是油气管道系统脆弱性定量评估研究的一次有益探索。

石油长输管道自动焊连头工艺的研究

管道全位置自动焊技术焊接速度快、焊接质量稳定,是比较成熟的管道施工技术。对石油长输管道施工过程中管道连头自动焊连头工艺特点进行了对比。同时对选择的CRC P-260焊接设备进行改造。实践证明,自动焊连头工艺可以改善连头焊口的力学性能,显著提高管道连头焊口的焊接合格率,从总体上提高长输管道运行可靠性。

如何发挥科技档案在科学研究中的作用

在科学研究领域,科技档案有着十分重要的参考和利用价值,它是科研工作全过程不可或缺的一个重要组成部分,因此,坚持以人文本,正确认识科技档案管理工作,提高科技档案的管理水平,充分发挥科技档案在科学研究中的作用,是档案管理工作者尤其是科技档案的管理者应该思考的问题。

油气管道可接受风险标准值的界定研究

根据油气管道可接受风险评估的最低合理可行(ALARP)原则,结合社会风险ALARP原则(FN准则)描述了风险可容忍线和可忽略线的确定方法;采用类别划区法界定了可接受性风险概率标准值;利用ALARP效用函数理论界定了可接受风险评价指标标准分值。既解决了我国资料缺乏情况下风险概率标准值的界定问题,又解决了当前评价模型中的可接受性风险标准在实践中如何体现的难题,对提高油气管道风险评估的质量有着重要的意义。

原油长输管道启动压力研究

降低热输管道的输油温度或实现常温输送,是原油管道节能降耗的有效途径,但在低温下能否顺利启动则是关键。通过对液体管道启动过程、非牛顿体触变性及两者关系的研究,导出了牛顿体和非牛顿体液体管道启动压力的计算方法,及启动压力与启动流量的相关规律。同时指出,启动压力由三部分组成:液体由静止加速到启动速度的惯性力;液体与管壁间的摩擦力;破坏非牛顿体结构的触变性附加力。计算实例表明,利用屈服值预测屈服假塑性原油管道的启动压力过于保守,按文中推荐的公式计算的启动压力比较接近实际,管道愈长,计算值愈准确。

天然气水合物稳定性试验

作为中国未来重要的替代能源,天然气水合物受到科学界的密切关注,研究不同温度、压力等条件下天然气水合物的稳定性,从而确定其合适的储存、运输条件具有重要意义。为此,用300mg/L的十二烷基硫酸钠溶液生成天然气水合物,试验研究天然气水合物在不同温度(-5^-25℃)下的常压分解;设计制造了带压实功能的水合物反应釜,试验研究用10MPa压力对水合物进行压实后在不同温度(-10℃、-15℃和-20℃)下的常压分解。研究发现:压实提高了水合物的自保性,使水合物的分解速率降低;天然气水合物在大气压力下,无论压实和不压实,在-20℃时分解速率最低,不压实时日分解率为2.69%,完全分解需要约23d;压实后日分解率为2.23%,完全分解需要约26d;一定的压力下水合物的分解速度减小。

天然气水合物生成的影响因素

在自行设计的天然气水合物生成试验装置上,开展了天然气水合物生成反应试验研究,考察了不同生成因素对水合物生成速率和含气率的影响。试验结果表明,反应温度越低,水合物的反应速率越快,达到相同的储气量所需要的时间越短;表面活性剂SDS浓度为300 mg/L时,水合物的反应速率最快,储气量最大;搅拌可以加快水合物的生成速率,但不会提高水合物的储气量;水历史在一定程度上,可以加快水合物的生成速率,但无法替代表面活性剂所起到的作用。