含杂质超临界CO_(2)管道止裂分析及控制方案

管道输送作为CCUS技术的关键环节,在超临界高压环境下输送CO_(2)时,由于含杂质CO_(2)特殊的相特性,一旦发生泄漏,压力会维持较高值且温度急剧下降,输送管道易发生裂纹扩展,造成断裂事故。基于延长油田一期36×10^(4)t/a超临界CO_(2)管输预研方案,根据减压波速度计算模型和管道裂纹延性扩展止裂判据,采用修正后的Battelle双曲线法对管道进行止裂分析,对无法满足止裂要求的设计方案进行增加壁厚试算。结果表明:材质为X80、尺寸为Φ140 mm×6.0 mm的L12管线韧性值满足工况下裂纹控制的要求;而同样材质等级、壁厚组合为Φ168 mm×6.0 mm的L11管线所提供的止裂压力低于平台压力,无法保证管线发生裂纹延性扩展时能够自行止裂。对于L11管线,通过将管道壁厚增加至7 mm,其他设计参数不变,可以实现裂纹自行止裂。该研究可为实际工况下Battelle双曲线法在超临界CO_(2)管道断裂控制的应用提供理论基础与实际范例。

长输油气管道内检测技术

管道内检测技术是长输油气管道内检测最有效的方法之一,是长输油气管道缺陷检测、评估与完整性评价的重要手段。随着我国能源行业的高速发展,管道成为能源输送的最有效载体,这对管道内检测技术提出了新的挑战,应运而生多种新的检测方法与解决方案。梳理了长输油气管道内检测技术的发展过程,阐述了长输油气管道内检测技术的国内外研究现状,针对长输油气管道内检测现存在的问题,对新技术、新方法的原理、应用情况进行归纳总结,并提出管道内检测行业的未来展望。

基于气-固两相流喷嘴实验的20G钢冲蚀机理研究

目的由天然气管道内壁减薄及穿孔导致的天然气泄漏事故频繁发生,输气管道面临着日益严重的冲蚀磨损问题。针对这一问题需要明确输气管道材料的冲蚀行为及机理,为抗冲蚀材料设计和延长管道使用寿命等工作的开展提供有效支撑。方法基于ASTM-G76测试标准,采取气-固喷嘴冲蚀试验研究方法,利用空气射流冲蚀实验机,开展不同冲击角度和冲击速度下天然气管道材料20G钢的气-固冲蚀实验;采用扫描电子显微镜、激光粒度分析仪等设备分析试样表面冲蚀形貌及特征;采用Ahlert冲蚀模型对实验数据进行拟合,建立20G钢的冲蚀率方程。结果当冲击速度(15~72 m/s)增大时,冲蚀率随之增大。当冲击角度(15°~90°)增加时,冲蚀率随之减小。冲蚀面积随着冲击角度的增加而减小。在低冲击角度下(15°、30°),固相颗粒的“犁削”为主要冲蚀及材料移除机制。在中等冲击角度下(45°、60°),冲蚀机制呈现混合形式,犁削、压实与开裂共同作用于材料表面。在高冲击角度下(75°、90°),以压实和开裂为主要冲蚀及材料移除机制。结论在气固两相流作用下,20G钢的冲蚀磨损过程符合典型的塑性材料冲蚀规律。颗粒冲击速度不会直接影响冲蚀机制,颗粒冲击能量的变化是影响冲蚀率的主要因素。建立了适用于天然气管道材料抗冲蚀性能对比和CFD冲蚀模型的冲蚀速率方程。

特殊螺纹接头密封面微滑接触行为研究

特殊螺纹接头在井下服役期间受到交变载荷作用,导致接头密封面处发生微滑,影响接头的密封性能。为研究特殊螺纹接头密封面处的微滑接触行为,基于弹性杆振动微分方程,建立了特殊螺纹接头微滑模型,分析了接头密封面的黏着-滑移临界区域及载荷-位移的迟滞特性;利用数值仿真软件建立了接头摩擦接触有限元模型,考察不同内压载荷、位移幅值和摩擦因数的影响下,接头密封面接触压力、相对滑移距离和剪切摩擦力的变化规律,得到了接头密封面处黏着-滑移状态的临界转化范围。研究结果表明:接头的摩擦接触有限元模型可模拟井下实际工况下接头密封面的微滑接触行为;随着内压载荷的增加,相对滑移距离减小、剪切摩擦力和黏着长度增加;随着位移幅值的增加,相对滑移距离增加,黏着长度减小;在内压载荷60~70 MPa之间,位移幅值0.02~0.025 mm之间,分别在密封面处发生黏着-滑移状态的临界转化;随着摩擦因数的增加,密封面相对滑移距离减小,剪切摩擦力和黏着长度增加。研究结果可为动载作用下特殊螺纹接头密封性研究提供参考。

基于PCNN图像融合的ECT多相流测量系统设计

针对ECT在多相流测量过程中存在的成像质量不高、精度低、稳定性差等问题,提出并实现了基于PCNN图像融合的ECT多相流测量系统。系统采用模块化设计,主要包括阵列电极传感器模块、电容采集电路模块、上位机成像软件模块。文中设计改进的网络模型,将Tikhonov和Landweber算法的成像结果作为输入进行双通道融合成像,改善了传统算法存在的伪影、模糊的现象。实验结果表明:应用尼龙棒模拟气固两相流对系统进行测试,系统对于微小电容的测量具有良好的稳定性和准确性,通过系统的成像结果可以准确地分辨管道内不同介质的位置,其中对于流型的预测成功率为100%,相含率的测量误差在1%以内。

掺氢天然气管道故障树分析及建模软件开发

针对掺氢天然气管道可能存在的风险与隐患,分析国内外各类管道失效数据,建立了掺氢天然气管道故障树,共包含10个子树和148个底事件,在掺氢管道失效库基础上采用C#程序设计语言开发了掺氢天然气管道故障树建模软件;应用建模软件对已建立的掺氢天然气管道故障树进行分析。软件计算通过行列法求解出最小割集共189个,其中一阶最小割集106个,二阶最小割集83个;采用双循环法得到148个底事件结构重要度。分析得出防腐措施是否正常工作以及自然灾害是影响掺氢天然气管道安全运行的重要因素。

含裂纹油气管道CFRP修复数值研究

裂纹缺陷引发的管道强度下降是埋地油气管道的主要事故原因之一,而高强度、高模量、耐腐蚀的碳纤维增强树脂基复合材料(CFRP)可以很好地缠绕修复缺陷管段。针对有/无CFRP修复20钢含矩形裂纹缺陷管道,采用ANSYS有限元软件模拟内压载荷作用下含裂纹管道修复前后的响应过程,分析了裂纹角度、裂纹长度、裂纹深度、修复长度及修复厚度等参数对含裂纹管道强度的影响规律。研究表明,含裂纹管道的最大Mises等效应力随着裂纹与管道轴向夹角的减小、裂纹长度和深度的增大而增大,内压的增大加剧了缺陷参数对管道强度的影响程度。在工程中要严格控制裂纹在深度和长度方向的扩展,在内部减压后再维修含裂纹管道。CFRP修复厚度是修复后含裂纹管道强度的主要影响因素,随着修复厚度一定程度的增大,含裂纹管道最大Mises等效应力呈线性下降。

管道封堵机器人控制特性响应分析与实验研究

为了提高管道封堵机器人在管道维抢修的效率与精度,设计了一种管道封堵机器人封堵液压控制系统,通过仿真分析,评估了该控制系统的响应特性.搭建了封堵液压控制实验装置,研究了封堵过程中橡胶筒轴向位移的变化,以及不同输出流量对封堵速度的影响.结果表明,所设计的液压控制系统能够确保机器人各个执行机构协调运作,避免相互干涉,液压缸的位移、流量及速度与理论设计值相符.当橡胶筒变形轴向位移达到61.55 mm时,控制系统能够实现10 MPa的油气压力封堵.液压系统流量对封堵速度影响显著,流量越大,封堵速度越快.

油气管道焊缝凹陷韧性损伤研究

针对含焊缝凹陷管道的失效问题,以X80管线钢为研究对象,采用临界空穴扩张比韧性失效准则与数值模拟相结合的方法对管道焊缝凹陷损伤程度进行了研究,探讨了焊接残余应力应变、焊缝余高、凹陷深度、压头尺寸、内压和偏移距离对焊缝凹陷损伤的影响。结果表明:焊接残余应力应变和焊缝余高使管道焊缝凹陷损伤值增大;焊缝凹陷损伤值随凹陷深度的增加而增大;随着内压的增加,损伤值增幅最大值点在凹陷侧部;压头与管道接触面积越小,焊缝凹陷损伤值越大;凹陷偏移达到一定距离时,凹陷附近的损伤值超过焊缝附近的损伤值,此时凹陷可以视作普通凹陷。

基于直流电位降法的缺陷区域多探针检测

油气管道在服役过程中由于制造过程、环境复杂等因素容易产生缺陷,造成管道破裂等事故,因此对管道的无损检测具有重要意义。通过直流电位降法研究裂纹缺陷对电位场的影响规律,建立了多探针缺陷检测方法。首先采用有限元法对含有缺陷的平板试样进行电位分析,缺陷区域的电位差明显高于无缺陷区域,通过多探针的检测范围对试样区域进行划分后,提出了多探针缺陷区域检测方法。检测到区域存在缺陷后,对缺陷影响因子k进行计算,无缺陷区域k值基本在0.8~1.2之间,而缺陷周围的k值都超过了2,根据k值的分布可以得到缺陷的大致位置和尺寸。并搭建了多探针检测试验平台进行试验,结果表明,缺陷附近的电势差显著高于其他区域,与有限元结果相符。缺陷区域电势差明显高于其他区域,无缺陷区域k值在0.75~1.2之间,缺陷区域k值基本大于1.5。通过k值分布对缺陷位置和尺寸进行分析,与实际尺寸相差在3~5 mm左右。

埋地天然气管道泄漏失效分析

某采气厂天然气管道发生了穿孔泄漏失效,为了确定该管道泄漏失效原因,对泄漏钢管的外观形貌、化学成分、金相组织、开路电位、力学性能和微观形貌等进行了试验分析。结果表明,泄漏钢管材料的化学成分和拉伸性能均符合GB/T 8163—2018标准的要求。该管道泄漏是由于所输送天然气中的固体不溶物沉积后与管道钢管内壁裸露金属形成大阴极、小阳极腐蚀电池,使暴露金属发生了阳极溶解。另外,由于钢管内流体中的固体颗粒冲刷钢管内表面,钢管内表面金属阳极快速溶解,从而使钢管管壁逐渐减薄,最终导致该钢管管壁局部腐蚀穿孔失效。

天然气携砂对缩扩管冲蚀磨损分析

为探究天然气携砂在缩扩管处气固两相流冲蚀磨损机理,采用计算流体动力学—离散单元法(Computational Fluid Dynamics-Discrete Element Method, CFD-DEM)耦合方法,建立了CFD-DEM模型,分析了粒径、颗粒质量流率、缩扩管管径比、连续相流速对缩扩管冲蚀磨损的影响。研究表明,粒径和最大磨损深度成正相关,粒径1.2 mm时最大磨损深度为粒径0.4 mm时的1.7倍。最大磨损深度与颗粒质量流率和连续相流速呈正比关系。随着缩扩管管径比增大,最大磨损深度先减小后增大。最大磨损深度受上述因素的影响会发生不同程度的增大或减小,影响程度从大到小依次为连续相流速、缩扩管管径比、颗粒粒径、颗粒质量流率。模拟结果可为缩扩管优化设计提供思路,降低天然气输运过程中因磨损导致管道泄漏的风险。

杭锦旗锦30井区精细压裂设计方法研究

针对锦30井区非均质性强,局部发育天然裂缝,压裂设计针对性不强、效果差异大的问题,开展精细化压裂技术研究。建立锦30井区地质工程模型,包括储层属性、岩石力学、天然裂缝、地应力场模型。开展老井压裂模拟和三维非对称压裂评估,研究裂缝扩展规律及主控因素。通过压裂模拟和非对称压裂设计,优化压裂施工参数,提出针对性压裂设计方案,形成地质工程一体化三维精细压裂设计方法,大幅提高单井产量。

浅谈海管立管腐蚀缺陷修复关键技术及质量控制措施

管线在海洋环境中会有腐蚀的发生,大量证据表明,海洋环境分为五大区域:海泥区、全浸区、潮差区,飞溅区和大气区,管线在不同区域的海洋环境中腐蚀程度不一样,其中管线在飞溅区中的腐蚀情况最为明显。该区域海洋环境在多种因素的影响下,加快了管线的腐蚀速度。在油田开发中,海上油田飞溅区的管线防腐工作至关重要。这不仅关乎到油田的正常运营和安全生产,更直接影响到环境保护和经济效益。根据国际通行的ISO12944、ISO20340以及NORSOK M-501系列标准,我们将深入探讨管线防腐的实施意义和技术要点,完善海上油田飞溅区海管立管防腐的有效方式, 从而为相关领域提供一定的参考, 促进我国海上油田项目的快速发展。本文作者根据自身的工作经验,对海管立管的修复技术进行了简单的介绍,同时对海管立管的质量控制措施提供了几点建议。

基于CAE-TSNE的成品油管道运行工况识别

成品油管道运行工况变化频繁,难以精准判断管道运行状态,依靠现场人员进行识别监控易造成误判。本文为实现管道运行工况的准确识别,考虑管道的物理空间特性,分析整理各站运行参数(压力、流量、密度);考虑管道运行的时间序列特性,基于SCADA管道数据构造运行数据矩阵,以克服单一时刻的瞬态扰动。针对管道运行数据高维度、非线性的特点,利用卷积自编码器(CAE)强大的特征压缩及重构能力对管道数据做降噪处理;利用T分布邻域嵌入算法(T-SNE)对管道数据做降维聚类处理,最终建立了基于CAE-TSNE的管道运行工况识别模型。以某两条成品油管道为例,对比主流的非线性分类模型(ANN、DT、RF),结果表明基于CAE-TSNE的工况识别模型精度最高,对降噪后的运行数据识别准确率可达到99%以上,可用于指导现场管道的运行管理。

基于模拟退火-蚁群算法的输油管道碳排放量优化研究

为实现输油管道的节能降耗,以碳排放量最小为目标函数,在水力约束和热力约束的条件下,采用模拟退火-蚁群算法的机器学习方法对加热炉、外输泵的组合方式及运行参数进行求解,并在考虑设备运行可靠性的基础上,设计了全年运维方案。结果表明:优化后单日耗油量和耗电量均有所下降,单日碳排放量降低20%左右;对外输泵进行了可靠性分析,依据概率密度函数可知泵的正常检修周期应为1650 h(68 d),在连续运行1120 h(46 d)后应进行预防性保养;环境温度与碳排放量的优化效果呈负相关,全年运维方案中7—9月的碳排放优化效果较差,全年可减少碳排量185.61 t。研究结果可为油气田企业双碳目标的实现提供技术支撑。

海底管道边界条件类型及其对走管行为的影响

针对深海海底管道两端通常与井口、悬链线立管、器管收集器等相连,管道端部边界条件复杂的情况,为了探究不同的管道边界条件对走管行为的影响,将海底管道端部边界条件简化为3种类型,即类型Ⅰ两端水平力、类型Ⅱ一端水平力一端倾斜力和类型Ⅲ一端弹性边界一端水平力,建立不同边界条件下海底管道走管数值模型,对比分析不同类型边界条件下海底管道走管行为。结果表明:类型Ⅱ边界条件与类型Ⅰ相比,随着管道端部拉力倾角增加,管道轴向拉力减小,走管量也减小,管道拉力倾角从0°增至60°,最大轴向拉力减小6.73%,走管率减小50%,这意味着悬链线立管形态改变,使得作用于海底管道的拉力方向改变,相应的海底管道走管量也随之改变;类型Ⅲ与类型Ⅰ边界条件相比,类型Ⅰ边界条件下海底管道走管率为恒值,随着升降温循环次数的增加,海底管道走管量近似线性增长;类型Ⅲ边界条件下海底管道走管率受器管收集器弹性刚度影响,弹性刚度越大,第1次升降温循环走管率越大;随着升降温循环次数增加,管道走管率快速衰减,直至为0,类型Ⅲ边界条件下多次升降温循环最终走管量通常小于类型Ⅰ。3类边界条件下海底管道走管行为差异很大,可为实际工程中分析海底管道端部边界条件类型、选定合适的边界条件提供参考。

高压管汇中活动弯管BC直接头失效分析

高压管汇作为压裂设备核心部件之一,比泵头体、泵阀等易损件失效危害更大。为此,以失效活动弯管BC直接头为研究对象,采用硬度检测、金相检验、扫描电镜检测等手段分析了失效直接头材料力学性能和断口形貌,并利用有限元方法计算了直接头轴肩根部含初始缺陷处的应力强度。分析结果表明:BC直接头失效是由应力集中导致的脆性断裂而产生;应力集中、组装配合不当使其受力不均、材料硬度偏高和力学性能不达标,由此造成接头在循环载荷作用下发生脆性断裂;建议严格控制接头原材料复检及产品质量检验,规范产品结构组装标准,定量规范管汇安装标准。所得结论可为压裂高压管汇接头的失效分析提供理论参考。

油气管道非饱和磁化应力检测技术研究

应力集中是在役油气管道损伤、失效的重要原因,为能源的输送安全埋下巨大隐患。为此,提出一种非饱和磁化管道应力检测新方法,分析了非饱和磁化油气管道应力检测机理,推导获得了应力检测等效磁路模型,利用有限元方法探究了屏蔽层对应力响应信号的影响规律,对X52管道钢试件在0~140 MPa范围内进行拉伸应力检测试验,验证了非饱和磁化检测探头对试件应力状态的感知能力。研究结果表明:随磁屏蔽层长度增加,信号畸变度持续增加,但梯度值减小;随磁屏蔽层厚度增加,信号畸变度先增加后减小;拉伸应力与响应信号呈现负相关的线性变化趋势。研制的检测探头对应力状态感知的灵敏度达到18.48 mV/MPa。研究成果可为管道应力集中在线检测探头及装备研制提供参考。

基于VMD的广义三次互相关管道泄漏定位检测

针对天然气管道泄漏检测声波定位技术中,二次互相关时延估计算法存在较大误差的问题,提出了一种基于变分模态分解(VMD)结合广义三次互相关的时延估计算法。该方法首先利用VMD算法对两路信号进行分解并重构信号;其次,在二次互相关的基础上再进行一次相关,并在互相关算法的峰值检测阶段引入希尔伯特变换(HT),对峰值进行尖锐化处理,成为一种新型的广义三次互相关时延估计算法。通过对平台搭建的油气管道泄漏检测系统采集数据进行模拟试验,分析了各算法的精度。试验表明,相较于二次互相关,改进广义三次互相关时延估计算法定位平均精度有明显的提升,有着更高的精度和更好的抗噪性能,在天然气管道泄漏定位方面有着更广泛的应用前景。