海底油气管道水下开孔机的设计

为解决海底油气管道的维修问题，设计了海底管道水下开孔机。该开孔机主要由中心钻、筒形刀、密封箱、主传动箱、钻杆总成、机壳、进给箱、计数器和液压马达等组成。中心钻起切削定心作用，其上设有一U形夹。筒形刀是开孔机的切削元件，装于钻杆下端，与钻杆一起转动和移动。密封箱内部设计了多道O形橡胶密封圈，防止管道内压力油气上窜。进给箱位于机器的头部，内装传动齿轮、计数齿轮和差速器等。计数器装置于差速器输出轴端部，用于准确指示钻杆进尺。介绍了开孔机的工作原理，给出了动力机的选型计算方法，并对液压传动系统做了计算分析。     

大型沉箱回接海底井口的研究

叙述了环境力作用下的沉箱位移曲线图的基本原理和绘制方法。本研究成果为在 ＪＺ９－３油田东区的ＷＨＰＥ沉箱回接一个海底井口提供了科学依据和方法。     

海底管道维修方法综述

海底管道是海上油气田开发、生产与油气外输的主要生产设施 ,目前海洋石油总公司铺设的海底管道总长度已超过 2 0 0 0km ,进入 2 0世纪 90年代后 ,由于各种原因 ,如管道运行状态超出设计范围 ,船舶起抛锚作业 ,拖网捕鱼碰撞 ,海底冲刷以及施工操作不当 ,落物冲击 ,介质腐蚀等 ,相继出现海底管道损坏事故 ,其损坏形式多种多样。根据海洋石油总公司在役油气田海底管道的维修实践、海底管道损坏情况及海况特点 ,介绍几种海底管道维修方法 ,并对海底管道的安全运营提出建议。     

海底管道高密度开孔聚氨酯补口新技术

在对国内外现有海底管道补口技术进行调研、对比的基础上,研制出了高密度开孔聚氨酯补口新材料并开发了补口新工艺。对比评价结果表明,高密度开孔聚氨酯补口新技术在技术性能及经济性等方面均优于传统的沥青玛蹄脂补口技术。该项研究成果已申报国家实用新型专利,并将在我国今后的海底管道补口作业中发挥重要作用。     

海底管道建设中的几点设想

为适应氏管道的建设，提出几点初浅设想和看法供商榷。有：直缝焊管，单层保温管，铺管船，管道检测和滩海管道等几方面。     

海底管道抗震设计初探

基于受约束管道地震时与周围土体具有相同变形的假定出发，得出地震时管道的应力与应变，讨论了海镀管道在地震时受到的作用力，初步提出了海底管道抗震设计和耐震措施。     

管道带压开孔连头技术在吐哈油田的应用

管道不停输带压开孔连头技术与传统的管道连头作业相比,具有显著的优点开孔在全密闭状态下进行,无油气泄漏,原装置可正常运行,作业时间短,通常仅需3小时,该技术在吐哈油田改造工程中应用,取得良好效果。文章介绍了该技术的机具配置、作业程序、安全措施及应用效果。     

全自动海底油气管道开孔机的设计

为了实现海底油气管道快速、全自动开孔维修,减少因管道泄漏造成的损失,设计了全自动海底油气管道开孔机,不仅能应用于水下管道带压开孔,也能应用于陆地管道带压开孔。设计的开孔机传动系统、侧标尺部件及液压控制系统能够按照设定的行程全自动实现开孔过程的快速进给、工作进给、快速回退和停机,整个开孔过程不需要人工干预,解决了开孔机在开孔后自动快速回退的难题。     

海底管道检测最新技术及发展方向

随着海洋油气资源开发的不断深入,海底管道的铺设规模越来越大,但是异常复杂环境容易造成海底油气管道的损伤与失效,进而产生恶劣后果。如何进行在役管道的检测已成为各国的研究热点。介绍了国内外海底管道内检测和外检测概况,分析了我国海底管道内检测和外检测技术现状,总结了国外海底管道内外检测最新技术进展,重点介绍了基于ROV(Remote Operated Vehicle,水下机器人)作业方式的2种最新外检测装置——Oceaneering Magna水下检测装置和Tracerco Discovery海底管道检测装置的组成、检测原理、检测过程及其特点。最后指明了我国海底管道检测的发展方向,即海底管道快速外检测技术和海底管道内检测多类型缺陷智能识别与高精度量化分析技术。     

海底管道解堵措施

某海上天然气管道确定其堵塞物主要为蜡和胶质,采取注入柴油方式精确定位堵塞位置,通过潜水作业在海底管道上安装开孔管卡,从拖轮上注入清蜡剂,实现海底管道的分段解堵。用泥浆泵从平台2向海底管道挤柴油,控制泥浆泵出口压力不超过设计压力2.6 MPa,达到此压力后从平台2给海底管道排气,如此反复。确定堵塞起始位置距平台2的距离约为8.9 km;确定该海底管道堵塞位置为距离平台2大约6.6~8.9 km处。解堵剂主要由四氯乙烯和高分子表面活性剂组成。对海底管道共安装5个开孔管卡,注入清蜡剂11 m3,共清理出油泥35 m3后疏通了海底管道。如要重铺该海底管道粗略估计总体费用超过2亿元人民币,本项目花费人民币900万元即成功疏通管道。     

油气集输管道内腐蚀及内防腐技术

油气开采和集输过程中,金属管道内壁普遍发生腐蚀,多相流恶劣工况下还会发生使涂层及缓蚀剂失效。针对现场油气水输送中所经常遇到的多相流工况,对金属管道腐蚀的特点及腐蚀机理进行了探讨,并介绍了几种效果较好的内防腐技术。     

多年冻土区管道的失效形式及监测技术

随着开发和利用高寒及多年冻土区油气资源的热潮来临，多年冻土区管道建设的步伐必将加快。由于管道与冻土间存在着强烈的相互作用，冻土的冻胀和融沉对管道运行具有严重的不利影响，对管道实施先进高效的监测技术是保证管道安全运行的有效措施之一。分析了冻胀和融沉对管道的破坏机理，研究了多年冻土区管道的主要失效形式和产生机理，指出产生翘曲上拱和折皱的根本原因是管道承受的轴向应力过大。最后，提出了对多年冻土区管道实施监测的主要内容，即自然环境监测和管-土相互作用监测。     

低温管道的保冷设计

随着常压低温储运技术的逐渐成熟,越来越多的企业不再建设炼油、乙烯装置,而采取直接购买液化天然气、液化乙烯和液化丙烯等化工原料,用于下游化工装置的生产。目前,国内低温储存装置通常选用泡沫玻璃和硬制聚氨酯泡沫塑料双层异材保冷结构。文章结合工程实例,探讨保冷结构设计的注意事项,选择适当的低温管道保冷绝热材料及结构,以满足低温储运装置安全生产和节约投资的要求。     

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天然气管道的投产包括清管、测径、试压、干燥、惰性气体惰化以及引入天然气等过程。其中,对天然气管道的干燥处理是海底输气管道投产前的重要工艺环节。干空气干燥工艺是海上输气管道干燥处理最安全、环保的方法,工程上干空气干燥工艺通常分为干空气干燥和吸水两个过程。分析论述了干空气干燥海底输气管道的原理,发现此过程是一个不稳定的吸水过程;应用质量守恒原理和相平衡理论建立了海底输气管道干空气干燥机理模型和吸水机理模型,并利用东方1—1气田平台间海底输气管道干燥工程实例验证了上述机理模型;还利用建立的模型对东方1－1外输海底管道采用的干空气干燥工艺的干燥过程进行了应用分析,提出了工艺设计与操作应考虑的因素。     

凝析气管道输送泄漏监测技术

凝析气田在新勘探开采的油气资源中占较大的份额，凝析气管输技术在海洋、沙漠、滩海等条件恶劣的环境中已经得到了广泛应用，但随着输气管道使用年限的增长以及一些自然的和人为因素的影响，不可避免地会发生管道泄漏，从而造成环境污染。为此，基于凝析气在输送管道中的流动总处于慢瞬变流状态，根据气体管输的连续性方程、动量方程和混合能量方程，建立了凝析气管输模拟数学模型； 同时为了便于使用计算机实现实时模拟过程，对所建立的模型进行了简化处理，并设计了具体的计算思路；进而以管道SCADA系统实测两端运行参数为边界条件，根据凝析气管输瞬变流数学模型，建立了凝析气管道输送泄漏监测的方法。实例计算结果表明，所提出的方法是一种可行度很高的凝析气管输泄漏检测方法。     

新型水下井口基盘模型试验及数值分析

针对某一新型水下井口基盘,进行了室内模型试验,包括准静态试验和模态试验,并和有限元计算结果进行了对比。考虑了冰载荷、波浪载荷、流载荷、地震载荷对结构的作用,试验给出的平台应力、位移响应、振型、频率和有限元计算的结果一致,此井口基盘结构是安全的。     

燃料气管网自动监控系统研究与开发

针对炼油厂火炬及长明灯长年燃烧这一浪费能源的典型问题 ,以加工能力为 5 .0Mt/a的炼油厂为例 ,详细分析了现有燃料气系统及管理方法上的缺陷和存在的问题。研制开发了一套以燃料气生产系统为中心 ,包括燃料气用户在内的自动控制及在线监测系统。本监控系统采用上下微机 (PC +PLC)结构 ,闭环控制。全系统由三个子系统组成 :①燃料气管网工作状态监测子系统 ;②高压管网稳压控制子系统 ;③火炬点火控制与监视子系统。该系统具有燃料气压力自动控制、管网工作状态监测、工艺参数打印报表、历史数据管理、火炬自动 /手动点火及监视、点火报警等多种功能     

埋地输油管道非稳态传热数值研究

埋地热油管道预热启动过程是一个三维非稳定传热过程,通过分析埋地热油管道几何特性,考虑沿管道轴向预热介质温降对土壤温度变化的影响,建立了有限区域内热油管道预热过程耦合的数学模型,并借助于PHOENICS软件对该模型进行了求解,能够求解出土壤中的任意点在预热过程中任意时刻的温度变化情况和任意时刻的管道周围土壤温度场的分布.这些问题的求解可为管道安全、经济启输投产提供保障.     

催化裂化汽油回炼技术应用

大庆炼化公司林源生产区对其两套催化裂化装置进行了技术改造 ,Ⅰ套催化裂化直接在提升管反应器的预提升蒸汽管道上打入粗汽油进行回炼 ,柴油收率可达 36 %以上 ;Ⅱ套催化裂化装置对提升管喷嘴位置进行了适当调整 ,柴油收率达到 35 %以上 ;按柴油生产方案 ,两套催化裂化装置均可达到单装置柴汽比 0 .9以上 ,取得较好经济效益     

应用加氢技术解决高硫原油加工面临的问题

分析了炼油厂加工高硫原油后,柴油、蜡油和渣油加工面临的问题,提出了有关对策。对于柴油馏分,建议将原有的压力等级不高的二次加工油的加氢精制装置改造为处理直馏柴油,并新建压力等级为8.0MPa的二次加工柴油馏分的加氢精制装置,并建设柴油加氢改质装置。对于蜡油馏分,已有加氢裂化装置的炼油厂应提高溶剂脱硫能力,加氢能力不足的可建设中压加氢裂化装置。