氮气管道的缺陷评定

依据CEGB R6和IWB 3640两种缺陷评定方法,对某公司氮气管网进行了缺陷评定,评定结果显示,所发现的缺陷可以满足继续使用的要求。本文提出的检测方法,可为国内氮气管道的检测工作提供参考。     

油田压力管道碳纤维补强技术

复合材料修复技术是利用树脂基纤维增强复合材料在管道外形成复合材料修补层,分担管道承受的载荷,降低管壁的应力并且限制管道缺陷处的应力集中,从而达到对管道补强的目的,恢复管道的正常承压能力。复合材料修复技术具有修复施工方便、高性能、适用性广等特点,在油田生产维修中能够得到广泛应用。     

石油天然气输送管道的缺陷评定方法及应用

石油天然气输送管道现场焊接以及运行过程中不可避免地产生各种缺陷，缺陷的存在势必会影响到管道的运行，因此管道焊接缺陷评定对于管道的安全可靠性具有重要意义。本文重点介绍了石油天然气输送管道缺陷评定方法，简要分析了应用R6方法的缺陷评定过程并对典型缺陷进行了评定。     

在役天然气管道缺陷安全评定及有限元分析

综述了断裂力学的发展及国内外含缺陷压力容器的评定方法。根据中国石油西南油气田公司输气管理处天然气管道的实际运营情况,基于“合于使用”的原则,选定GB/T 19624—2004《在用含缺陷压力容器安全评定》作为判据对天然气管道缺陷进行安全评定,并分别采用COD法及ANSYS模拟分析对北内环支线某处缺陷进行安全评定,并对特殊地理位置下的管道进行了有限元分析。     

管道修复补强用复合材料现场检测及评价指标体系

管道复合材料修复补强技术缺少统一的现场应用效果检验方法及评价指标体系,文章借鉴复合材料、管道外防腐层等检测方法,提出了一套简单易行的管道修复补强用复合材料检验方法及评价体系,其评价结果可以作为管道管理者优选现有修复补强材料及产品的依据。     

压缩天然气工程管道壁厚计算探讨

为了保证压缩天然气供应站、CNG加气站高压天然气管道系统本质安全可靠,保障企业生产及站外周边生产、生活人员和设施安全,结合我国国内现行标准对高压(16~32 MPa)管道系统的相关设计要求,从石油天然气行业自身特点、国内标准配套情况及压缩天然气供应站、CNG加气站的外部环境等方面,系统分析了高压压缩天然气管道壁厚计算的影响因素,建议采用第三强度理论计算压缩天然气供应站、CNG加气站高压管道壁厚。     

天然气管道缺陷模型的建立及有限元分析

定量风险评价是天然气管道安全管理的有效方法。为此,采用ABAQUS有限元软件建立了无损天然气管道的数值模型,通过对比现场工况给定最大安全运行压力,验证了该数值模型的准确性。随后建立了含凹坑和机械划伤等缺陷的天然气管道模型,通过仿真模拟进行了定量研究,确定了各种缺陷下管道的极限承压能力。针对机械划伤缺陷的管道建立了B型套筒的仿真修复模型,修复后的管道满足2 MPa的工作内压需求。研究结果可以对含缺陷管道形成有效的评价机制,为天然气管道定量风险评价方法的建立打下基础。     

深水天然气管道流动安全保障设计探讨

由于水深和距离的影响,深水天然气管道的流动安全保障问题突出.本文以荔湾3-1深水气田天然气管道设计为例,利用OLGA动态模拟软件对深水天然气管道流动安全保障的几种典型工况进行分析,探讨了深水天然气管道设计中须要关注的问题以及相应的解决措施,以期对今后深水天然气管道设计提供参考.     

碳纤维复合材料补强技术在输油管道维修中的应用

大量统计数据表明．第三方损害及防腐层破损引起的腐蚀缺陷是威胁在役输油管道管道安全运行的主要风险因素。目前．针对机械损伤或腐蚀缺陷而尚未泄漏的管道．主要的修复技术包括：焊接、换管、夹具、纤维复合材料修复等。     

碳纤维修复补强技术在炼化工业管道中的应用

阐述了碳纤维修复补强技术的基本原理以及补强层的主要组成、各部分性能、选用原则和施工要点。介绍了该技术在炼化工业管道中的应用,特别是在保温层下腐蚀和内腐蚀两种典型环境下的具体应用,从腐蚀原因、腐蚀形貌、补强选择方式、使用过程中的监检测等方面进行研究,并对该技术存在的问题进行探讨。研究表明：碳纤维对外腐蚀环境下的管道补强效果优于内腐蚀环境下的管道补强效果;外腐蚀环境下管道表面处理效果、碳纤维和管道的贴合程度决定补强层的使用寿命;内腐蚀环境下管道补强时必须刷涂高聚陶瓷修补剂,建议只临时使用并进行监测跟踪;对存在内腐蚀和裂纹等缺陷的高温、高压管道不建议使用。     

国内天然气管道强度设计系数的评估研究

采用管道单一强度设计系数方法无法科学地反映管材性能、管道施工和管道运行维护水平。为了克服上述方法的不足并评估和改进现行《输气管道工程设计规范》(GB 50251—2015)中规定的天然气管道强度设计系数,采用基于可靠性的天然气管道设计方法,针对国内近4×10~4 km已建天然气管道,根据管道压力、管径、管材钢级等划分了258种计算工况;在满足天然气管道目标可靠度的前提下,应用国内的管材、焊接情况、腐蚀情况和运行维护情况等统计数据,经过大量迭代计算得到了天然气管道的临界壁厚,并反推得到了不同工况下的天然气管道等效设计系数。研究结果表明:①从一级地区到四级地区,由可靠性方法反推得到的天然气管道强度设计系数均随管道管径的增大而逐渐增大;②小管径工况的天然气管道强度设计系数一般小于国家标准规定值;③大管径工况的天然气管道强度设计系数则大于国家标准规定值。进而分别对不同地区等级的小管径管道(管径不大于508 mm)、中等管径管道(管径介于508~711 mm)和大管径管道(管径介于711~1 219 mm)的强度设计系数进行了细化和调整,增强了其合理性。     

液化天然气接收站低温管道材料设计

根据国内近期典型LNG接收站的工程建设实例,阐述了LNG接收站低温管道材料设计选型需要重点关注的基本要素,并结合管子、管件、阀门等低温管道元件的配套标准化生产制造要求,推荐参照相对成熟的美国标准体系及有关国际标准的相关规定,同时对管道元件的选材、选型、生产制造、使用维护提出全面合理的技术要求,并在采购、施工、检验、使用等环节严格执行,从源头上保证LNG接收站低温管道的长周期安全运行。     

大口径天然气管线穿越断层的管沟设计研究

为了保证埋地管线的抗震安全性,需要建立跨越断层埋地管线的力学分析模型、研究影响管道应变的因素并提出相应的抗震措施。目前,在埋地天然气管线抗震安全性研究方面,对管道应变影响最直接、最经济有效的管沟形状和尺寸这两个因素还没有予以研究。为此,应用有限元方法,首次建立了管沟尺寸及形状、管道埋深和回填土性质等因素对穿越断层埋地管线应变的影响分析模型,获得了不同管沟参数和回填土力学性质时的土弹簧参数,并应用ABAQUS软件进行了数值模拟分析,定量分析了管沟参数对管线应变的影响,最后根据基于应变的管道设计准则,提出了合理的管沟尺寸及形状,优化了穿越断层埋地管线的管沟设计,使管道应变降低了27.27%,有效提高了埋地管线的抗震安全性。     

小管径天然气管道局部冷冻封堵技术

小管径天然气管道实施管壁开孔局部封堵,存在动火操作复杂、置换作业时间长、费用高和安全隐患大的问题。为此,基于将管道中流体冷冻以承受压力,从而起到隔离作用的原理,提出了小管径天然气管道局部冷冻封堵技术,并进行了局部冷冻封堵机理试验、固水乳化剂的研制及性能测试、局部冷冻封堵室内试验和含凝析油管道动火试验等。结果表明,局部冷冻封堵技术承压能力可以提高至2.5 MPa,适用于小管径天然气管道的封堵,能够有效隔离管内的油气,不需要长时间置换扫线,封堵介质解冻后易清除,提高了施工后恢复输气的安全性,操作方便快捷,对管道安全动火具有重要意义。     

复合材料缠绕修复管道的应力分析

非金属缠绕管道修复是在役管道受损后的一种主要修复方式,对于保障油气管道的平稳安全运行具有十分重要的意义。基于组合薄壁圆筒的力学分析理论,推导出了管道修复厚度的计算公式,并考虑缠绕材料的各向异性建立了缠绕修复管道的有限元分析模型。分析结果表明,缠绕层对附近管体的应力状态影响不大,只要修复厚度和修复长度合适,就能够完全恢复管道的承压能力。缠绕层在管道缺陷区域屈服以后能起到明显的承载作用。增大缠绕层厚度,可降低管道和缠绕层中的环向应力;而当缠绕层厚度小于最小修复厚度时,即使加大修复长度也无法完全恢复管道的承压能力。最后,对基于有限元法和解析方法得到的缠绕层厚度和长度进行了对比,结果表明,缠绕层厚度的计算公式偏于安全,可用于管道修复缠绕层的设计计算。     

管线屈服极限试压的探讨

本文概述管材的工厂试压与现场管线静水试压对保证管线投产后长期安全可靠运行的重要作用，详细介绍国外已成熟应用的屈服极限现场试压方法，并对压力—体积图法和过去广泛采用的反复升压法的屈服极限试压结果进行对比分析，讨论了稳压时间、温度等因素的影响，认为应以压力—体积曲线的非线性转变（应变速率明显改变）作为屈服极限试压完成的判断依据。     

燃驱压缩机技术在天然气管道输送中的发展

本文对天然气在压缩以及驱动方面的选型,包括离心机、往复机、电机驱动以及燃机驱动几个方面做了优缺点和适用范围的比较。对我国陆上天然气管道压气站的技术现状进行概括,并提出建议。     

含缺陷油气管线结构的可靠性计算

介绍了有关计算含缺陷结构可靠性的一种方法--一次二阶矩可靠性方法,并给出了一个含腐蚀缺陷油气管线结构可靠性计算的实例.计算结果表明,一次二阶矩可靠性方法与常规Monte-Carlo方法相比,只须迭代6次就可求得所需的可靠度β,计算效率很高,计算结果可精确到0.0001.此外,根据结构的动态失效模型还可以确定油气管线结构在不同时期的可靠度以及结构的有效剩余寿命.     

天然气管道积液红外成像检测方法

传统天然气管道积液量的测量方法存在积液检测精度低、具有安全隐患等问题。为此,提出一种新的基于红外成像的非介入式测量法：利用管道内部气液两相之间热容差别大及对流换热的性质,对外管壁加热,使气液两相在管道外壁形成温度梯度,再利用红外热像仪测量外壁温度,形成温度分布图像,结合智能图像处理技术,对高压天然气管道积液进行实时高精度检测。实验室和现场试验结果均表明,该方法测量误差小于10%,能够满足天然气管道积液现场检测的要求。     

地区等级升级后的天然气管道定量风险评价技术

随着我国经济社会建设的快速发展,部分在役天然气管道所通过的地区逐渐由过去人口稀少的一级、二级地区升级为人口密集的三级、四级地区,管道失效的风险大幅度增加,急需建立相应的定量风险评价技术以确定管道的实际风险水平。为此,提出了基于可靠性的天然气管道定量风险评价流程:首先采用基于可靠性的极限状态方法计算评价管段的失效概率、采用管道失效后果模型计算管道的失效风险,并依据计算结果对地区等级升级后的天然气管道进行定量风险评价;然后引入风险可接受准则,判定地区等级升级后天然气管道的个体风险水平和社会风险水平;进而有针对性地制订风险消减、防护措施。实际应用结果表明:该技术不仅可以实现天然气管道失效风险的定量计算和评价,而且还能够对不同风险消减、防护措施进行效果检查及对比,在保障天然气管道风险可接受的前提下,实现天然气管道风险控制管理技术性和经济性的最优化。