普光气田集输设计与施工技术新认识

普光气田集输设计建议站场平面布置时站控室和设备基础应尽量避免布置在填方区,以免增加施工难度。站内管线与站外管线对接时,要充分考虑连接管线路由处的地形,站内外管线的界面要严谨,以减少现场服务工作量。加强与厂家的结合,为有效约束厂家的供货范围提供保障,特别是技术协议的内容要具体、全面。施工时合理确定站场-0.3 m相对高程的基准点和对应的绝对高程。施工单位在站内管沟放线后、开挖前注意核对采气树角阀出口位置,发现错位的或不确定时及时通知业主、监理及设计人员到现场做优化设计。     

油气输送站场内外阴极保护系统间干扰数值模拟

为了研究油气输送站场内、外阴极保护系统间的干扰问题,通过分析系统间干扰与单一阴极保护系统在数学模型和数值处理方法上的差异,采用数值模拟技术对站场内、外阴极保护系统间的干扰进行了研究,并利用室内模拟实验对干扰数学模型和计算方法进行了验证,同时根据实际案例计算分析了系统干扰程度的影响因素和影响规律。数值模拟结果表明：站内阴、阳极电场的叠加电场强度决定了站外管线所受的干扰程度及规律;由于站内阴极保护系统阳极地床类型及设置位置不同,叠加电场的强弱也不同,干扰程度的差异较大;随着站内阴极保护系统输出电流和土壤电阻率增大,叠加电场强度增加,干扰程度增大;站外管道干线的电位控制点应设置在距干扰侧一定距离之外,以避免站外阴极保护系统输出电流产生较大波动。     

川渝含硫气田腐蚀控制方法

川渝含硫气田H2S、CO2含量高,同时伴有气田水,生产过程中腐蚀问题非常突出。分析了川渝气田金属材料的主要腐蚀行为,并根据川渝含硫气田井下管线、站内采气管线、站外集气管线及净化厂的不同工况,在腐蚀控制、腐蚀检测及腐蚀数据管理方面开展了针对性研究。     

输油站内管线腐蚀穿孔的控制

从2009年11月开始,南京输油处所辖长兴、岚山、仪征和石埠桥等输油站相继发生了多起站内管网腐蚀穿孔漏油事故。通过试验分析了输油站输送油品的性质以及可能导致管道腐蚀的诸多因素,确定导致输油站内管线腐蚀穿孔的主要原因是死油管段发生小孔腐蚀,并据此制定出控制站内管线腐蚀的方案对策:避免死油段的产生,定期活动死油段,控制影响管线发生小孔腐蚀的主要因素,并且进行了工艺改造。     

高升油田张一块原油外输系统工程建成投产

辽河石油勘探局产能建设主力区块张一块原油外输系统工程经过4个月紧张建设,于元月20日14时15分一次投产成功。这是继海外河油田临时外输工程投产后基建战线传来的又一喜讯。至此,张一块结束了罐车拉油的生产局面,所产原油通过高二联临时外输首站、φ219mm管线输入高一联脱水处理后,与高一联外输原油一并进入新建的φ377mm管线输入兴一转油站。张一块外输工程包括临时首站1座,末站1座、中间加热站3座,管线64km及高一联站内     

浅谈长输管道绝缘接头失效的检测与判断

没有绝缘则没有阴极保护,电绝缘装置可将阴极保护结构与其他非阴极保护埋地(水下)金属结构物进行电绝缘,保证阴保电流不流失,充分保证被保护结构阴保有效性。实际生产中,生产缺陷、机械应力以及电浪涌等因素可能造成绝缘装置绝缘性能失效,造成埋地管线阴极保护漏电。2017年11月,检测数据显示某油库支线022#～027#测试桩点管道电位偏正,进站绝缘接头处站内、外管道电位偏正且一致,通过防腐层破损点测试排除搭接后,根据标准采用电位测试法、PCM管中感应电流测试法及绝缘接头测试仪测试、管中电流测试(电流环测试)等方法判断为柳州库站绝缘接头绝缘性能失效,导致站内、外管道电导通,造成阴极保护系统漏电。经更换某油库支线进站绝缘接头后,站内、外管道绝缘性恢复,欠保护管段阴极保护电位恢复正常。     

桥口油田计量站水套炉燃气管线的改造

桥口油田12座计量站的原油通过水套炉加热后经外输管线输送至联合站。由于其油井含水率高，气液比较低，伴生气量不足，使站内分离器内液面过高，水套炉供气阀门难以控制，进而容易发生供气管线进油现象。特别是每年冬季，分离器到水套炉的供气管线经常因原油凝固而被堵塞，使水套炉无法正常运转，从而导致外输原油温度过低．单井管线及站内干线回压升高，站内无法取暖和正常量油，严重时会导致输油干线堵塞而全站停井。如果发生了这种情况必须用热洗车冲洗干线，同时将气管线卸掉用热水进行疏通，还要疏通炉膛及烟道，这样既浪费了生产成本，而且增大了安全隐患，又增加了工人的劳动强度。     

站内原油管线腐蚀泄漏原因分析--以X输油站(油库)为例的实证分析

就某输油站(油库)站内工艺管线的腐蚀情况进行调查,结合腐蚀管段的工艺运行情况和金属管道腐蚀机理,分析产生腐蚀的原因,并给出防止站内输油管道腐蚀的有效措施。     

阿姆河净化天然气外输站燃气轮机驱动离心式压缩机运行分析

中国石油(土库曼斯坦)阿姆河公司净化气外输站是阿姆河右岸合同区年输130×108 m3天然气出口交接场站,站内安装的单台年处理50×108 m3燃气轮机驱动离心式压缩机是站内的核心设备,主要是将上游净化后的天然气增压计量后输送至中亚天然气管线。从该机组设计、运行、故障等方面,总结并分析了燃气轮机驱动离心式压缩机实际运行中的技术性能、特点,提出了合理的运行方案并实施,取得了一定的成效。     

集气站放空气喷射回收技术

喷射技术主要用于原油挥发气的回收、气体压缩等方面,目前引射技术在天然气领域的应用已成为研究热点.喷射技术利用喷射装置形成的低压区,通过待放空管线与低压区相连,实现待放空管线压力的下降,从而回收放空天然气.天然气生产过程中,由于站内检修、管线水合物堵塞和更换设备等原因需要放空管线中的天然气,通过放空火炬进行点燃.试验表明,在较短时间内(60 min),放空管线压力从5.3 MPd降低到1.2 MPd,放空天然气回收率达到了77%.该技术不需要借助外来能源,充分利用站内高压气井压力,减少了天然气的排放.     

油田站外单管集油辅助工艺对比

为了解决部分油井无法单管输送的问题,采用PIPESIM模拟软件对不同含水率、不同集输半径和不同产液量油井的集输管线进行计算分析,同时结合各油田单管集输设计经验,得出中质原油站外系统单管集油工艺改造的技术界限,而对于达不到技术界限的油井,可以通过辅助措施实现单管集油,通过对比电磁加热器、空气源热泵、管道内置电伴热、井口气电加热器、油井保温隔热油管、地热、太阳能光热技术及井口加药等单管辅助措施的原理及工艺特点,最终确定在不同工况条件下的辅助单管集输措施,为油田站外单管集输工艺选择和优化提供了理论依据。     

用于站外输油管道维护抢修的工艺改造

文章重点介绍了沧州—临邑输油管道在发生盗油打孔、腐蚀穿孔、更换管段时所采取的技术措施。即在停输状态下,管道泄漏实时监测系统无法正常使用时,通过在输油站内增设管道增压泵,使管内保持一定压力,从而保证管道泄漏实时监测系统灵敏好用。后来又使增压泵能够变为抽油泵,缩短了管道的泄压时间,并能使管内形成负压状态,有利于回收泄漏的原油或抽取被换管段的存油,为管道的抢修赢得了时间,解决了站外管道维护抢修中存在的问题。     

基于微波技术的输气管道泄漏检测方法

根据微波传播速度快、微波传播模式与边界条件有关等特点,开发了基于微波技术进行输气管道泄漏检测的新方法。提出了管外定位、管内双发射双接收定位和管内单发射单接收定位等3种方式,并通过实验验证了这种检测方法的可行性。最后阐述了这种检测新方法用于实时在线检测尚存在的问题及发展前景。     

集输管道清管应力荷载探讨

在高温高压埋地集输管道中,直管段的热位移在相邻弯头处部分释放,可能引起弯头应力水平增高。当清管或内检测工况下清管器通过弯头处时,由于存在管道与弯管连接处内径突变和弯头引起清管器运动方向改变等问题,将引起瞬时附加荷载,这可能对导致弯管应力水平进一步升高,因此有必要探讨该部分荷载的计算分析方法。     

地埋金属管线和储罐的腐蚀及保护

介绍了地埋管线和金属油罐内外壁腐蚀的原因及金属结构的防腐方法，对地埋管线在钢材基本定型的条件下，重点介绍了使用非金属涂层和安装阴极保护装置这一防腐的主要方法。     

热油管道安全经济输油温度研究

从热油管道安全经济输油的角度,讨论了确定热油管道安全经济输油温度的原则及其影响因素.分析指出,热油管道的允许停输时间,取决于管道环境、管道工作状态和输油企业的抢修能力;热油管道安全经济输油温度是满足管道允许停输时间要求的最低进站油温;热油管道安全经济输油温度取决于管道允许停输时间、管径、季节、所输原油的低温流变性、站间环境条件、管道保温条件等因素.同一地区输送同一种原油,管径大的管道与管径小的管道比,允许最低进站油温应偏低;同一条管道,夏季的允许最低进站油温应比冬季的油温低.确定热油管道允许最低进站油温不宜仅用凝点作为选择依据.     

基于弹性波监测的油气管道管跨定位研究

针对油气管道中存在的管跨现象,为实现管跨破坏的早期预警,文章提出一种基于弹性波监测管跨的新思路。鉴于油气管道中的弹性波传播问题,应用有限元分析方法,将管道结构简化为一维弹性直杆模型。采用ADINA软件对弹性波在管道中的传播过程进行有限元分析,得到了典型节点的位移—时间历程和典型单元的应力云图,计算结果表明该方法可行。开展基于弹性波监测的油气管道管跨定位研究,可为油气管道安全预警技术研究提供参考,工程实用价值较大。     

天然气泄漏燃烧对管道钢管性能影响研究

天然气集输站场小间距并行管道如果发生泄漏,可燃气体扩散受管道布局影响,在管道附近积聚,点燃后产生的喷射火焰将严重影响周边管道和设备的运行安全。针对集输站场并行管道小间距架空敷设的特点,建立泄漏扩散模型,模拟分析并行管道的喷射火焰高温覆盖范围,以此研究钢管理化性能的变化规律。研究结果表明,在天然气向平面喷射的情况下被点燃后,当管道间距不超过2 m时,泄漏点周围30 m的空间可产生1000 K以上的高温,从而使该高温范围内的钢管发生软化、组织相变,并出现附加内应力及裂纹等。建议集输站场内并行天然气管道的间距应大于2 m,并采用埋地铺设管道,以利用土壤进行火灾爆炸防护。     

地面蒸汽管道热力计算模型及影响因素分析

稠油注蒸汽开采过程中地面蒸汽管道的能量损失直接影响着注汽热采效果,合理的地面蒸汽管道能量计算模型十分重要.目前已有一些关于地面蒸汽管道能量损失的计算模型,但是应用于现场实际工程计算还存在不足之处.为了能更好地与现场工程实际相结合,基于地面蒸汽管道传热特点,建立了管道的热损失、压降、干度工程计算模型,编制了计算程序,并分析了影响管内蒸汽干度的因素.研究结果表明,编程计算数据与现场数据吻合较好.