考虑环境影响的管道输送场站系统用能评价分析模型及应用

用能评价分析方法对系统节能减排和“双碳”目标实现具有指导作用,实际用能分析除了需要考虑能量分析外,还需要考虑污染物及温室气体排放等影响;基于能量利用和环境效应(污染物和温室气体排放等),构建新的用能评价分析模型,提出温室气体排放过程的虚拟能计算方法;利用所建模型对原油输送场站典型工艺系统进行用能分析,考虑输入及输出过程虚拟能对运行效率的影响。结果表明,考虑环境效应的用能分析,系统及设备(单元)虚拟效率均有所降低。

深水油气输送软管内部流体渗透规律研究进展

海洋柔性管道作为我国实现海上油气自主开发急需的关键技术装备,由于其结构及材料特点,无法避免内部流体的渗透,国内相关研究仍处于起步阶段,渗透带来的后果尚不明确,研究方法尚不成熟。从输送软管内部气体的渗透行为出发,阐明渗透可能引起的危害;对目前国内外软管渗透的数学模型、实验方法、现场测试手段三种研究方法进行详细分析,并对比评价输送软管流体渗透量的预测模型,阐述未来模型构建应当囊括的因素;材料实验应侧重不同工况下的材料渗透性质,样管及原型实验应侧重模拟屏蔽效应等影响渗透的因素;系统梳理现有的现场测试手段,认为测试应重点向环空剩余体积连续监测、环空流体组分检测和外包覆层破损检测方向发展。

基于管道事故案例的油气储运工程专业安全类课程教学改革探索

“储运设施安全与完整性管理”是中国石油大学(北京)油气储运工程专业本科培养计划中非常重要的一门课程。近年来,管道事故频发,储运设施安全与完整性管理更加受到人们的重视,原本作为油气储运工程的同名专业选修课也相应调整为专业必修课。以往授课进行到理论、公式讲解环节时,大多数学生主动学习积极性较低,对于课堂所讲授的内容也未表现出浓厚的兴趣,影响课程的教学质量,因此“储运设施安全与完整性管理”课程教学改革势在必行。经过不断尝试、实践发现,教学中融入工程实际案例可以使得学生课堂专注度、对该门课程的兴趣以及学习的主动性显著提高,该门课程的授课质量也因此上升了一个层次,同时也对培养具有解决实际工程问题能力的储运专业人才有一定的意义。

中国石油成品油一次物流发展现状、存在问题及对策建议

目前,中国石油成品油一次物流"西油东送、北油南运、周边调配"的调运格局明显,一次调运规模总体较大;"大规模、专业化管理,逐步对标国际运输结构水平"的物流系统初见成色;积极与同行企业进行资源串换合作,实现降本增效;油品质量升级而种类依旧较多,促成了"分储分输、小批量、多批次"的物流模式;一次物流运费总额持续攀升,吨油运费维持高位。存在的主要问题包括:成品油运输结构尚不合理,抗波动、抗风险的稳定运输能力不足;成品油管道网络化程度不高、运行负荷率偏低;长输管道枢纽地区库容较小,难以满足现有运行要求;直炼资源在部分地区调运配置难度较大;产销地域差异大,存在大量远距离、跨区运输;职能型组织结构下的物流信息化尚不完善,供应链条块划分严重,整体协同效率较低。针对于此,建议积极推进体制机制创新,提高成品油管道利用率;加强管网枢纽站建设,提高管网灵活性和适应性;积极迎接"大数据"、"物联网"和"互联网+",持续推进物流优化信息系统建设,提高成品油物流业务经营管理效率和水平;适应国家管道公平开放政策,广纳代输资源;加强物流专业人才队伍建设,提供成品油业务人力资源保障。

高校石油类实验室安全管理研究

高校油气储运系科研实验室面临的突出安全管理问题梳理为:危化品管理、功能区布局调整以及大型仪器设备的精细管理3个方面。针对危化品管理建立了基于采购-储存-动态使用的管理机制。实验室以科研任务为导向,形成了多个特色功能区。通过建立全方位的摄像监控与网络监控体系,以低廉的成本建设了智能管理系统,对大型仪器设备进行监控,突破了仪器交接记录、使用记录等的纸质属性,形成了影像资料与电子文档相结合的仪器设备日志,推进了智能化管理。通过以上措施,提高了实验室的安全水平,保障了各项科研任务的顺利推进。

非黏结柔性管道抗拉铠装层腐蚀机理与安全评价研究进展

非黏结柔性管道是海洋油气开发的重要装备,在海水环境中,抗拉铠装层发生腐蚀会对安全运行产生严重威胁,因此明确抗拉铠装层腐蚀机理、对柔性管道的检测和对抗拉铠装层的腐蚀评估十分重要。抗拉铠装层腐蚀与环空的气体环境和水环境有关,采用合适的检测方法和设备检测环空,可以帮助判断其腐蚀情况,并为腐蚀疲劳寿命评估和应对策略制定提供参考。针对抗拉铠装层腐蚀机理、非黏结柔性管道检测、腐蚀疲劳寿命评估和腐蚀应对措施进行了总结,指出机理研究和检测评估方法的不足,为国内柔性管道抗拉铠装层腐蚀研究和完整性管理提供参考。

输氢管道完整性管理技术研究进展

管道输氢被认为是当前效率最高、经济性最好的大规模输氢方式。围绕输氢管道管材的相容性、氢气的泄漏与监测、完整性管理方法与相关规范缺失等关键问题,对目前相关研究进行了归纳与总结。结果表明:典型管道钢材在高压临氢环境下产生氢致失效的机理尚未明悉,需探明临氢环境下不同等级钢材力学性能的劣化规律,并分析钢材氢脆敏感性的影响因素;输氢管道更易发生泄漏,应重点明确输氢管道及相关设备产生泄漏的具体原因,完善氢气泄漏监测技术;目前输氢管道完整性管理方法缺失,需重点考虑氢气对输氢管道完整性管理中风险评价和完整性评价的影响,完善输氢管道完整性管理方法;结合现有输氢管道规范的相关内容,为输氢管道完整性管理提供支撑,推进输氢管道完整性管理标准与规范的制定。相关结论可以为输氢管道完整性管理技术的发展提供参考。

油气管道本质安全影响因素分析及启示

管道运输是油气运输的主要方式,为了研究油气管道本质安全的影响因素和薄弱环节,通过分析美国和加拿大油气管道的事故原因,识别了3种影响因素和7个薄弱环节;通过统计管道工程各阶段的事故和影响因素的数量,分析了每个阶段存在的本质安全问题。结果表明:施工阶段的事故和影响因素的数量远多于其他阶段;施工和制管阶段的影响因素种类多,事故原因分散,本质安全提升难度较大;设计和运营阶段的影响因素种类少,事故原因相对集中,本质安全提升难度相对不大;各阶段都存在技术和管理的不足。根据油气管道本质安全影响因素分析结果,得出管道本质安全5个方面的启示。

管道环焊缝拉伸应变容量模型分析及改进

为了确保石油天然气管线在复杂服役环境下的本质安全,探讨了目前国内外广泛应用的3种管道环焊缝拉伸应变容量模型(CSA Z662、PRCI-CRES、EXXON MOBIL),并对其参数选取范围性进行了汇总和对比分析。通过分析模型预测值和96组全尺寸管道及宽板拉伸试验数据的差异,对各拉伸应变容量模型在不同钢级下的预测精度进行了验证,并使用90%置信上限倒数法计算了模型安全系数。结果表明:由于CSA Z662模型断裂韧性取值上限过小,导致其对于中、高钢级管线的预测值过于保守;EXXON MOBIL和PRCI-CRES模型更为完善,二者预测结果相似,并与试验结果较为相符。针对EXXON MOBIL和PRCI-CRES模型计算所得的安全系数可以明显改善模型预测结果,可将非保守预测值最大误差控制在约30%范围内,从而有效满足较为保守的设计要求。研究结果可为管线基于应变设计提供理论指导。

我国油气管道输送相关技术进展及展望

近10多年来,我国油气管道输送技术不断发展,技术水平逐渐提高。较系统地总结了我国油气管道输送相关技术的进展。对于易凝高粘原油管道输送,介绍了冷热油交替输送、多品种原油加剂改性长距离顺序输送、长距离含蜡原油管道间歇输送技术及其应用;对于天然气管道输送,介绍了管道输送、液化天然气输送技术的进展及其应用;对于成品油管道输送,介绍了顺序输送混油控制、成品油管道批输计划制定技术的创新与应用。最后,对我国长输油气管道输送技术的发展趋势进行了展望。

某高铁对埋地管道交流干扰预测与防护设计实例

高铁采用交流供电,运行中其供电系统会对临近的埋地管道造成交流干扰,加速管道腐蚀,因此需要对交流干扰影响的管道进行缓解。本文运用数值模拟方法,对与高铁交叉并行的某管道进行交流干扰预测,研究了机车位置对干扰的影响,并进行了缓解方案的设计,形成了一套高铁交流干扰的缓解流程。研究得出:机车位于管道与高铁交叉点时,管道交流电流密度超出干扰评价指标,缓解方案设计为固态去耦合器加接地的方式,多次计算确定锌带敷设位置及数量,施加缓解方案后管道干扰达标,缓解效果经验证达到效果。

稠油掺稀管道输送工艺特性

对国内某WK掺稀稠油保温管道,进行工艺特性分析和安全输送能力计算。结果表明:1加热输送的掺稀稠油管道存在随输量减小压降急剧增大的不稳定区;2掺稀比增大时,管道的不稳定工作区左移,安全输送的临界输量减小,有利于管道在低输量下安全运行;3最大输送能力并非随掺稀比或首站出站油温单调递增;在某一掺稀比和/或首站出站油温下,WK掺稀稠油管道具有最大输送能力;4WK线的整体压降受掺稀比、输量的影响较大,但季节对压降的影响很小;5WK线整体温降主要受输量影响,而掺稀比、季节对其影响不大;6对于同一种掺稀比稠油和同样的出站温度,在不同季节下的末站进站温度、临界输量以及最大输送能力相近。

离心泵输送掺稀稠油性能的实验

原油长输管道上的外输泵能耗巨大,在多年的使用之后,其特性曲线会出现一定程度的偏差,有必要对泵性能曲线进行校核。根据相关规范,本文对某原油管线上的3种外输离心泵展开了现场工业实验,测试了它们输送掺稀稠油（黏度为199.5mm2/s、190.2mm2/s）的性能,绘制了实际的扬程-流量曲线和效率-流量曲线。基于离心泵出厂时的性能曲线和现场实验的油性,利用相关式换算得到离心泵输油时的理论性能曲线。与输水时相比,离心泵输送掺稀稠油时最高效率点效率下降了21.8%~31.2%。比较离心泵的实际性能曲线和理论性能曲线表明：对于同样流量点,使用多年的离心泵的效率降低了1.5%~9.8%;离心泵扬程也有1%~10%不等的损失,并且随着流量增大,扬程下降幅度越大。现场测试得到的泵性能特性曲线为日后输油泵的工艺计算和能耗分析提供了依据。

国家管网公司旗下成品油管道运营模式探讨

2019年12月9日国家管网公司正式挂牌成立,这标志着我国的大型油气管网从石油、石化等企业中分离,开启独立运行的新阶段。成品油管道是油气管网的重要组成部分,与原油、天然气管网一同划入管网公司也将面临运营模式的重大转变。从成品油管道运营模式入手,分析不同模式成品油管道的差异,说明了我国成品油管道转型与适应性不足的问题,探讨了我国成品油管道的变革方法,并提出了相应的建议。

基于可靠性的含蜡原油管道停输再启动安全性评价方法

停输后再启动失败(业内俗称凝管)是含蜡原油管道运行的主要风险。本研究将基于可靠性的极限状态方法引入含蜡原油管道停输再启动安全性评价,建立了基于管道停输及再启动过程非稳态传热与非稳态流动的再启动失效数学模型,发展了高效、稳健的随机数值模拟算法,提出了停输再启动目标安全水平的建议,实现了含蜡原油管道停输再启动安全性的定量评价。该方法的用途包括确定停输不同时间后管道再启动失败的概率,根据目标安全水平确定管道的允许停输时间,以及一定允许停输时间条件下的最低安全进站温度。与根据经验确定输油温度和允许停输时间的传统做法相比,本研究为含蜡原油管道的安全、经济运行提供了新的理论和方法支持。

长距离油气管道试压排水不满流分析软件

为了确定长距离油气管道试压排水过程发生不满流具体位置及其特性参数,开发了首套长距离油气管道试压排水不满流分析软件,对排水方案的合理性进行评估。详细介绍了理论基础研究、软件功能和结构特点,提出了可行的试压排水不满流分析理论。最后以国内某条管道试压排水进行不满流模拟计算,结果表明软件能够准确预测长距离油气管道试压排水不满流发生时间、具体位置和范围。

柔性管道骨架层压溃失效机理和安全评价方法研究进展

非黏结柔性管道作为深水油气开发领域的关键设备,是连接海底井口和海洋平台的主要纽带。海洋油气开发水深已经超过了3000 m,高静水压力是深水软管设计和安全评价的主要挑战,明确深水柔性管道压溃失效机理,并准确地预测柔性管道的压溃压力可以为柔性管道结构设计和安全评价提供依据,柔性管道的压溃压力与骨架层的几何形状以及骨架层之间复杂的相互作用有关,准确高效地预测压溃压力变得极具挑战性。针对柔性管道失效机理研究和压溃压力预测方法进行了总结,指出当前柔性管道压溃失效分析中薄弱的环节,为我国非黏结柔性管道的结构设计和安全评价提供参考。

气液两相间歇流管道蜡沉积实验研究

采用含蜡模拟油和空气为实验介质,利用蜡沉积实验环道,研究间歇流流型下气、液相折算速度和温度对蜡沉积速率的影响,并结合高温气相色谱探讨沉积物碳数分布的变化规律。结果如下:在间歇流流型下,沉积物分布在整个管壁内,且形状随气、液两相折算速度的变化而变化;平均蜡沉积厚度随着气相折算速度的增大而减小,随液相折算速度的增加先增后减;固定管壁温度不变,平均蜡沉积厚度随着油温的增加先增加后减小;固定油温不变,蜡沉积量随着壁温的增加逐渐减少;气液相流速的增大均会导致沉积物的硬度增大(表现为沉积物碳数分布的变化)。

含气体杂质超临界CO2管道输送特性研究

CO2管道输送是碳捕集利用与封存(CCUS)过程中的一个重要环节。对诸如从高含CO2的天然气等烃类中捕集的CO2,所含杂质组分主要为CH4,根据标准设定组分杂质含量,用PR方程计算不同杂质含量的CO2多元体系的物性参数。结果表明,在一定温度压力下,密度和黏度会发生突变,比热容会出现极值,与纯CO2对比,在CO2中加入杂质改变物性突变位置。设定甲烷的物质的量分数为1%,其他杂质SO2、He、H2、CO、N2、O2、Ar、N2、C2H6和H2S物质的量分数分别为1%、3%和5%,利用HYSYS计算CO2三元体系的管输参数,发现除SO2外其他杂质使超临界CO2管道输送压降增加,H2S对管道输送压降影响很小,H2和He对管道压降影响较大,气体杂质对超临界CO2管输温降基本没有影响。因此,在管道运行过程中,应尽量避免CO2中H2杂质的存在。所得结果为超临界CO2管道设计和安全高效运行提供科学依据。

起伏地区超临界CO_(2)管道输送特性及管输工艺参数经济性研究

作为CO_(2)捕集与CO_(2)驱油封存过程的中间环节,管道输送是CO_(2)输送的首选方法,而管道输送参数设计是CCUS技术应用的关键环节之一。通过提取某管道沿线高程,研究了起伏地形对超临界CO_(2)管道输送的影响,并对管道输送设计参数进行了分析,建立了与管道和增压设备等投资相关联的技术经济评估模型。结果表明,超临界CO_(2)管道输送可视为单相流体输送。与平坦地形相比,起伏管道沿线流体的压力和温度波动较大。为使管道全线满足密相输送要求,当入口压力在10~14 MPa时需设置中间泵站。单位CO_(2)管道输送成本随入口压力的增加先减小后增大,在最优条件下CO_(2)输送成本为50.93元/t。